universidad central del ecuador facultad de · pdf file2.2.2.3 sistemas de producción...

UNIVERSIDAD CENTRAL DEL ECUADOR

FACULTAD DE INGENIERÍA EN GEOLOGÍA, MINAS, PETRÓLEOS Y

AMBIENTAL

CARRERA DE INGENIERÍA DE PETRÓLEOS

“DESARROLLAR EL INSTRUCTIVO DE ENSAMBLAJE E INSTALACIÓN DE UNA

COMPLETACIÓN DE FONDO CON EMPAQUETADURA RECUPERABLE Y

“Y-TOOL” PARA BOMBEO ELECTROSUMERGIBLE Y REDUCIR EL TIEMPO NO

PRODUCTIVO EN OPERACIONES”

Estudio Técnico presentado para optar por el Título de Ingeniero de Petróleos

AUTOR:

Ibarra López Paola del Consuelo

TUTOR:

Ing. Benítez Guerra Marcelo David

Mayo 2017

QUITO – ECUADOR

ii

DEDICATORIA

A Dios por todo el amor y bendiciones derramadas durante mi vida.

A mi madre, Consuelo López, la mujer más correcta, valiente y admirable que más amo,

que siempre ha velado por el bienestar del hogar, quien me inculcó valores y principios con

amor y firmeza para ser una persona de bien, gracias a su incondicional apoyo y consejos

hicieron posible que cumpla mis metas y alcance mis sueños.

A mi padre, Angel Ibarra, el hombre que siempre me ha apoyado brindando mucho amor

para llegar a mis objetivos y con carácter ha sabido cuidarme y protegerme.

A mi hermano menor, Angel, por su cariño incondicional, al que quiero dar un buen

ejemplo y que sepa que siempre podrá contar conmigo en las buenas y en las malas como

amiga y hermana.

A toda mi familia por sus muestras de amor, consejos y apoyo incondicional toda la vida, mis

amigos con los que he compartido maravillosos momentos y a una persona especial que ha

sido mi soporte, mi alegría y que me acompaña de la mano en todos mis proyectos del

presente y futuro, mi novio Fernando.

Paola

iii

AGRADECIMIENTO

A la Universidad Central del Ecuador, de manera especial a la Carrera de Ingeniería de

Petróleos por todos los conocimientos transmitidos que me han permitido crecer como

persona y estudiante.

A la Compañía de Servicios Petroleros Schlumberger en especial al Ing. Santiago Egüez y a

todo el equipo de Health, Safety & Environment (HSE) por el apoyo y respaldo incondicional

al igual que al Segmento de Completions especialmente al Ing. Augusto Huaca por el

patrocinio y la confianza depositada en mí para hacer posible que el presente trabajo se

realice, y a todos por la transmisión de conocimientos que me permitieron cada día aprender

cosas nuevas.

Un sincero agradecimiento a todos mis maestros, quienes han sido partícipes de mi

formación académica y personal que han sabido transmitir su conocimiento hacia cada uno

de nosotros, los estudiantes, gracias por su esmero de que cada día sea de nuevas

enseñanzas.

De igual manera agradezco a mi tutor el Ing. Marcelo Benítez quien me guío y me apoyó

incondicionalmente en el desarrollo hasta la culminación del presente trabajo, y a todas las

autoridades de mi prestigiosa Facultad.

Un sentido agradecimiento al Ing. Gustavo Pinto por ser la guía indispensable para el

proceso de titulación.

PAOLA IBARRA

iv

DERECHOS DE AUTOR

Yo, Paola del Consuelo Ibarra López en calidad de autor y titular de los derechos morales y

patrimoniales del trabajo de titulación “DESARROLLAR EL INSTRUCTIVO DE

ENSAMBLAJE E INSTALACIÓN DE UNA COMPLETACIÓN DE FONDO CON

EMPAQUETADURA RECUPERABLE Y “Y-TOOL” PARA BOMBEO

ELECTROSUMERGIBLE Y REDUCIR EL TIEMPO NO PRODUCTIVO EN

OPERACIONES, modalidad Estudio Técnico, de conformidad con el Art. 114 del CÓDIGO

ORGÁNICO DE LA ECONOMÍA SOCIAL DE LOS CONOCIMIENTOS, CREATIVIDAD

E INNOVACIÓN, concedemos a favor de la Universidad Central del Ecuador una licencia

gratuita, intransferible y no exclusiva para el uso no comercial de la obra, con fines

estrictamente académicos. Conservamos a mi/nuestro favor todos los derechos de autor sobre

la obra, establecidos en la normativa citada.

Asimismo, autorizo/autorizamos a la Universidad Central del Ecuador para que realice la

digitalización y publicación de este trabajo de titulación en el repositorio virtual, de

conformidad a lo dispuesto en el Art. 144 de la Ley Orgánica de Educación Superior.

El autor declara que la obra objeto de la presente autorización es original en su forma de

expresión y no infringe el derecho de autor de terceros, asumiendo la responsabilidad por

cualquier reclamación que pudiera presentarse por esta causa y liberando a la Universidad de

toda responsabilidad.

Firma:

Paola del Consuelo Ibarra López

CC: 1722653258

[email protected]

v



AMBIENTAL


APROBACIÓN DEL TRABAJO DE TITULACIÓN POR PARTE DEL TUTOR

Por la presente dejo constancia que en mi calidad de Tutor he supervisado la realización del

Trabajo de Titulación cuyo tema es: “DESARROLLAR EL INSTRUCTIVO DE




OPERACIONES”, presentado por la señorita Paola del Consuelo Ibarra López para optar el

Título de Ingeniero de Petróleos, considero que reúne los requisitos y méritos suficientes para

ser sometido a la evaluación y presentación pública por parte del Tribunal que se designe.

En la ciudad de Quito a los 22 días del mes de junio de 2017

Marcelo David Benítez Guerra

Ingeniero Industrial

C.C:1719343061

TUTOR

vi



AMBIENTAL


APROBACIÓN DEL TRABAJO DE TITULACIÓN POR PARTE DEL TRIBUNAL

El tribunal constituido por: Ing. Nelson Suquilanda Duque, Ing. Gustavo Pinto Arteaga e

Ing. Manuel Bolaños Silvera luego de calificar el Informe Final del Estudio Técnico realizado

como trabajo de titulación denominado “DESARROLLAR EL INSTRUCTIVO DE




OPERACIONES”, previo a la obtención del título de INGENIERA DE PETRÓLEOS

presentado por la señorita Paola del Consuelo Ibarra López, emite el veredicto de

APROBADO para su presentación oral.

Para constancia de lo actuado firman los miembros del tribunal.

Quito, 5 de Julio de 2017

Ing. Nelson Suquilanda Duque

PRESIDENTE

Ing. Gustavo Pinto Arteaga Ing. Manuel Bolaños Silvera

MIEMBRO MIEMBRO

vii

ÍNDICE DE CONTENIDOS

DEDICATORIA ........................................................................................................................................................................ ii

AGRADECIMIENTO ..............................................................................................................................................................iii

DERECHOS DE AUTOR ........................................................................................................................................................ iv

APROBACIÓN DEL TRABAJO DE TITULACIÓN POR PARTE DEL TUTOR .................................................................. v

APROBACIÓN DEL TRABAJO DE TITULACIÓN POR PARTE DEL TRIBUNAL .......................................................... vi

ÍNDICE DE CONTENIDOS ................................................................................................................................................... vii

LISTA DE ANEXOS.............................................................................................................................................................. viii

ÍNDICE DE FIGURAS ............................................................................................................................................................ ix

ÍNDICE DE ILUSTRACIONES .............................................................................................................................................. ix

ÍNDICE DE TABLAS ............................................................................................................................................................... x

ÍNDICE DE GRÁFICOS .......................................................................................................................................................... xi

ABREVIATURAS Y SIGLAS EN ESPAÑOL E INGLÉS .................................................................................................... xii

RESUMEN ............................................................................................................................................................................. xiv

ABSTRACT ............................................................................................................................................................................ xv

CAPITULO I ............................................................................................................................................................................. 1

GENERALIDADES .................................................................................................................................................................. 1

1.1 Introducción ................................................................................................................................................................ 1

1.2 Planteamiento del problema ........................................................................................................................................ 3

1.3 Objetivos ..................................................................................................................................................................... 4

1.3.1 Objetivo General .................................................................................................................................................... 4

1.3.2 Objetivos Específicos ............................................................................................................................................. 4

1.4 Justificación e importancia .......................................................................................................................................... 4

1.5 Entorno del estudio ...................................................................................................................................................... 5

1.5.1 Marco Institucional ................................................................................................................................................. 5

1.5.2 Marco Ético ............................................................................................................................................................ 6

1.5.3 Marco Legal ........................................................................................................................................................... 6

CAPÍTULO II ............................................................................................................................................................................ 8

MARCO TEÓRICO .................................................................................................................................................................. 8

2.1 Bloque 12 – Campo Edén Yuturí ................................................................................................................................ 8

2.1.1 Ubicación Geográfica ............................................................................................................................................. 8

2.1.2 Geología Regional ................................................................................................................................................ 10

2.1.3 Estructura y Estratigrafía ...................................................................................................................................... 10

2.2 Completación de pozos ............................................................................................................................................. 13

2.2.1 Fases de una completación de pozos .................................................................................................................... 14

2.2.2 Tipos de completaciones ...................................................................................................................................... 21

2.2.2.1 Estructura del hoyo ............................................................................................................................................... 21

2.2.2.2 Zonas productoras ................................................................................................................................................ 25

2.2.2.3 Sistemas de producción ........................................................................................................................................ 29

2.3 Componentes básicos de una completación .............................................................................................................. 33

viii

2.4 Empaquetadura para una completación de fondo ...................................................................................................... 38

2.4.1 Empaquetadura Modular Recuperable .................................................................................................................. 39

2.5 Herramienta “Y-Tool” ............................................................................................................................................... 49

2.6 Compañía Schlumberger ........................................................................................................................................... 50

2.7 Sistema de gestión de Schlumberger Limited............................................................................................................ 52

2.7.1 Cliente .................................................................................................................................................................. 56

2.7.2 Impacto de completaciones de pozos no-optimizadas .......................................................................................... 57

CAPÍTULO III ........................................................................................................................................................................ 58

DISEÑO METODOLÓGICO .................................................................................................................................................. 58

3.1 Tipo de estudio .......................................................................................................................................................... 58

3.2 Universo y muestra .................................................................................................................................................... 58

3.3 Técnicas, instrumentos y fuentes de sistematización de datos ................................................................................... 59

CAPÍTULO IV ........................................................................................................................................................................ 65

RESULTADOS ....................................................................................................................................................................... 65

4.1 Datos de la completación de fondo del pozo EDYK-000S1 ...................................................................................... 67

4.2 Diagramas del diseño de la completación de fondo del pozo EDYK-000S1 ............................................................. 69

4.3 Instructivo para el ensamblaje de la empaquetadura modular recuperable (MRP) .................................................... 77

4.4 Instructivo para el ensamblaje de una “Y-Tool”........................................................................................................ 90

4.5 Instructivo para la instalación en campo de la completación de fondo con (MRP) .................................................. 96

4.6 Instructivo para la instalación en campo de la “Y-Tool” ......................................................................................... 104

CAPÍTULO V ........................................................................................................................................................................ 110

CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES ..................................................................................................................... 110

5.1 Conclusiones ........................................................................................................................................................... 110

5.2 Recomendaciones .................................................................................................................................................... 111

CAPÍTULO VI ...................................................................................................................................................................... 112

REFERENCIAS .................................................................................................................................................................... 112

CAPÍTULO VII ..................................................................................................................................................................... 114

GLOSARIO DE TÉRMINOS ................................................................................................................................................ 114

ANEXOS ............................................................................................................................................................................... 115

LISTA DE ANEXOS

Anexo 1: Estándares de la compañía Schlumberger Limited ............................................................. 115

Anexo 2: Mapa de bloques petroleros del Ecuador ............................................................................ 116

Anexo 3: Mapa de campos petroleros operados por Petroamazonas EP ............................................ 117

Anexo 4: Conventional Modular Packer (MRP) ................................................................................ 118

Anexo 5: Y-Tool & Bypass System ................................................................................................... 119

Anexo 6: Diagrama de completación selectiva con Y-Tool 9-5/8” del pozo EDYK-000S1 .............. 120

ix

ÍNDICE DE FIGURAS

Figura 2.1: Fases de la completación de pozos .................................................................................... 14

Figura 2.2: Tipos de completaciones de pozos .................................................................................... 21

Figura 2.3: Clasificación de trabajos de estimulación de pozos .......................................................... 24

Figura 2.4: Ventajas y desventajas de la completación de múltiples zonas ......................................... 28

Figura 2.5: Ventajas y desventajas del Bombeo Electrosumergible .................................................... 32

Figura 2.6: Sistema de Gestión de Schlumberger Limited .................................................................. 54

Figura 4.7: Pasos a seguir para la propuesta de instructivos de trabajo ............................................... 65

Figura 4.8: Puntos críticos en la fase de ensamblaje e instalación de herramientas ............................ 66

ÍNDICE DE ILUSTRACIONES

Ilustración 2.1: Ubicación del Bloque 12 de la Región Amazónica del Ecuador ................................. 8

Ilustración 2.2: Límites del Campo Edén Yuturí .................................................................................. 9

Ilustración 2.3: Columna estratigráfica generalizada de la Cuenca Oriente del Ecuador ................... 12

Ilustración 2.4: Áreas de un pozo ........................................................................................................ 15

Ilustración 2.5: Completación a hueco abierto .................................................................................... 21

Ilustración 2.6: Patrones típicos liner ranurado ................................................................................... 22

Ilustración 2.7: Completaciones a hueco entubado con esquema de cañoneo .................................... 23

Ilustración 2.8: Técnica de cañoneo con tubería ................................................................................. 23

Ilustración 2.9: Diagrama de una completación con empaque de grava ............................................. 24

Ilustración 2.10: Empaque con grava .................................................................................................. 24

Ilustración 2.11: Completación de una sola zona de interés ............................................................... 26

Ilustración 2.12: Completación múltiples zonas ................................................................................. 27

Ilustración 2.13: Completación de pozo a flujo natural ...................................................................... 30

Ilustración 2.14: Bomba electrosumergible ........................................................................................ 31

Ilustración 2.15: Diagrama de un Nipple ............................................................................................ 33

Ilustración 2.16: Standing valve asentada en un Nipple No-Go tipo R ............................................. 33

Ilustración 2.17: Standing valve asentada en un Nipple tipo F ........................................................... 34

Ilustración 2.18: Válvula estacionaria ................................................................................................. 34

Ilustración 2.19: Camisa de deslizamiento .......................................................................................... 35

Ilustración 2.20: X-Over pin x pin ...................................................................................................... 35

Ilustración 2.21: X-Over box x box .................................................................................................... 36

Ilustración 2.22: X-Over box x pin ..................................................................................................... 36

Ilustración 2.23: Mule shoe ................................................................................................................. 36

Ilustración 2.24: Colgadores de herramientas de registro ................................................................... 37

Ilustración 2.25: Junta de seguridad ................................................................................................... 37

Ilustración 2.26: Diagrama externo de un (MRP) ............................................................................... 43

Ilustración 2-27: Diagrama interno de un (MRP) ............................................................................... 43

Ilustración 2.28: Diagrama interno del Módulo Intermedio del (MRP) .............................................. 44

Ilustración 2.29: Anclaje de las cuñas durante el asentamiento del (MRP) ........................................ 44

Ilustración 2.30: Diagrama interno del Módulo Superior del (MRP) ................................................. 45

Ilustración 2.31: Compresión de las gomas durante el asentamiento del (MRP) ................................ 45

Ilustración 2.32: Diagrama interno de la liberación de un (MRP) ...................................................... 46

Ilustración 2.33: Diagrama interno de la liberación por tensión del (MRP) ....................................... 46

Ilustración 2.34: Expansión de las gomas durante la recuperación del (MRP) ................................... 47

Ilustración 2.35: Liberación de las cuñas durante la recuperación del (MRP) .................................... 47

x

Ilustración 2.36: Recuperación del (MRP) .......................................................................................... 48

Ilustración 2.37: Diagrama de “Y-Tool” para sistema de Bombeo Electrosumergible ....................... 49

Ilustración 2.38: Fotografía de “Y-Tool” en el taller del segmento (CPS) ......................................... 49

Ilustración 4.39: Diagrama de las partes del pozo EDYK-000S1 del Campo Edén Yuturí ................ 71

Ilustración 4.40: Diagrama del BHA del (MRP) 1 para la arena “T” ................................................. 72

Ilustración 4.41: Diagrama del BHA del (MRP) 2 para la arena “Ui” ................................................ 73

Ilustración 4.42: Diagrama del BHA del (MRP) 3 para arena “M2” .................................................. 74

Ilustración 4.43: Diagrama del BHA de la (BES) y “Y-Tool” ............................................................ 75

Ilustración 4.44: Equipo de Protección Personal obligatorio .............................................................. 78

Ilustración 4.45: Partes principales de la Empaquetadura Modular Recuperable ............................... 79

Ilustración 4.46: Partes principales del (MRP) ................................................................................... 79


Ilustración 4.48: Partes principales de una “Y-Tool” .......................................................................... 92


Ilustración 4.50: Partes principales de la Empaquetadura Modular Recuperable ............................... 98

Ilustración 4.51: Partes principales del (MRP) ................................................................................... 98

Ilustración 4.52: Equipo de Protección Personal obligatorio ............................................................ 105

Ilustración 4.53: Partes principales de una “Y-Tool” ........................................................................ 106

ÍNDICE DE TABLAS

Tabla 2.1: Componentes de una completación .................................................................................... 16

Tabla 2.2: Puntos críticos de la tubería ................................................................................................ 17

Tabla 2.3: Ejemplos de vida útil de una completación ........................................................................ 19

Tabla 2.4: Tipos de completaciones básicas de múltiples zonas ......................................................... 29

Tabla 2.5: Componentes básicos de una completación........................................................................ 33

Tabla 2.6: Técnica de instalación del (MRP) ....................................................................................... 43

Tabla 2.7: Técnica de recuperación del (MRP) ................................................................................... 46

Tabla 2.8: Segmentos de la compañía Schlumberger en el Ecuador ................................................... 50

Tabla 3.9: Frecuencia de trabajos realizados en el segmento (CPS) en el Ecuador ............................. 58

Tabla 3.10: Número total de servicios operacionales con (NPT) en los años (2014-2015) ................. 60

Tabla 3.11: Número total de servicios operacionales con (NPT) en los años (2016-2017) ................. 60

Tabla 3.12: Número de servicios operacionales con (NPT) ................................................................ 61

Tabla 3.13: Registro total de “dinero rojo” por servicios operacionales con (NPT) ........................... 63

Tabla 3.14: Dinero compensado por el Segmento de (CPS) al cliente ................................................ 63

Tabla 3.15: Dinero extra del Segmento de (CPS) ................................................................................ 64

Tabla 3.16: Registro de eventos con (NPT) y “dinero rojo” de CPS del Ecuador ............................... 64

Tabla 4.17: Descripción del pozo EDYK-000S1 ................................................................................. 67

Tabla 4.18: Descripción y resistencias de la tubería del pozo EDYK-000S1 ...................................... 67

Tabla 4.19: Configuración de las empaquetadura del pozo EDYK-000S1 ......................................... 68

Tabla 4.20: Valores de tensión para la recuperación del (MRP) ......................................................... 69

Tabla 4.21: Configuración de la “Y-Tool” del pozo EDYK-000S1 .................................................... 69

Tabla 4.22: Lista de partes principales del (MRP) .............................................................................. 79

Tabla 4.23: Procedimiento para el ensamblaje de un (MRP) .............................................................. 80

Tabla 4.24: Procedimiento para el ensamblaje de una “Y-Tool” ........................................................ 93

Tabla 4.25: Lista de partes principales del (MRP) .............................................................................. 98

Tabla 4.26: Procedimiento para la instalación de un (MRP) ............................................................... 99

Tabla 4.27: Procedimiento para la instalación de una “Y-Tool” ....................................................... 107

xi

ÍNDICE DE GRÁFICOS

Gráfico 3.1: Número total de servicios operacionales con (NPT) con (NCR) ..................................... 61

Gráfico 3.2: Porcentaje de servicios operacionales con (NPT) ........................................................... 62

xii

ABREVIATURAS Y SIGLAS EN ESPAÑOL E INGLÉS

API= Instituto Americano del Petróleo -American Petroleum Institute-

B.E.S= Bombeo Electro Sumergible -Submersible Pumping-

Bg = Factor volumétrico del gas -Gas volume factor-

Bo = Factor volumétrico del petróleo -Oil volumen factor-

BSW = Sedimentos básicos y agua -Basic Sediment and Water-

CPS = Completaciones de pozos -Well Completions-

Ft= Pies -Feet-

H = Espesor de la formación -Reservoir height-

HSE= Salud, Seguridad y Ambiente -Health, Security & Environment-

ID= Diámetro interno -Intern Diameter-

ISO= Organización Internacional de Estandarización

-International Organization for Standardization-

IP = Índice de Productividad -Productivity Index

K = Permeabilidad absoluta -Absolute permeability-

MD = Profundidad medida -Measured Depth-

MRP = Empaquetadura Modular Recuperable

-Modular Retrievable Packer-.

NCR= Costos reportados de tiempo no productivo

-Non-productive time and Costs Reported-

NPT= Tiempo no productivo -Not Productive Time-.

OD= Diámetro externo -Outer Diameter-

OHSAS= Sistemas de Gestión de Seguridad y Salud Ocupacional

-Occupational Health and Safety Assessment Series-

Pb = Presión de burbuja -Bubble point pressure-

Pdn = Presión de descarga de la bomba -Pump discharge pressure-

Pr = Presión de yacimiento -Reservoir pressure-

Psep = Presión del separador -Separator pressure-

Pup = Presión a la entrada de la bomba -Pump intake pressure-

Pwf = Presión de fluyente de fondo - Bottom hole flowing pressure-

xiii

Pwh = Presión de cabeza -Well head pressure-

Qf = Tasa de flujo de fluido -Fluid flow rate-

Qg = Tasa de flujo de gas -Gas flow rate-

Qo = Tasa de flujo de petróleo -Oil flow rate-

Re = Radio de drenaje -Drainage radius-

Rw = Radio del pozo -Well radius-

S = Factor de daño o estimulación. -Skin-

Sg = Saturación de gas -Gas saturation-

SLB= Schlumberger

So = Saturación de petróleo -Oil saturation-

SQ= Calidad de servicio -Service Quality-

Sw = Saturación de agua -Water saturation-

TDH = Carga dinámica total del equipo BES -Total dynamic height-

TVD = Profundidad vertical verdadera -True vertical depth-

μ = Viscosidad -Viscosity-

Ф = Porosidad -Porosity-

xiv

RESUMEN

TEMA: “Desarrollar el instructivo de ensamblaje e instalación de una completación de fondo

con empaquetadura recuperable y “Y-Tool” para bombeo electrosumergible y reducir el tiempo

no productivo en operaciones”

Autor:


Tutor:


En el presente estudio se desarrollaron cuatro instructivos de trabajo que, a diferencia de

un manual completo de operación, son más fáciles y rápidos de comprender y aplicar

específicamente en el segmento de completación de pozos de la compañía de servicios

petroleros Schlumberger en el Ecuador. Estos instructivos contribuirán en el conocimiento

general de las partes constitutivas de las herramientas al igual que servirán como una guía para

el ensamblaje e instalación de las herramientas utilizadas en los trabajos de mayor demanda en

la Región Amazónica del Ecuador que son: Completación de fondo con empaquetadura

recuperable y “Y-Tool” para bombeo electrosumergible. Con esto se busca la estandarización

de procesos es decir que todos los técnicos del taller y operadores de campo trabajen de forma

estándar, eficaz y eficiente, garantizando un alto nivel de calidad del servicio entregado al

cliente a través de la reducción de tiempo no productivo en las operaciones, que da como

resultado pérdidas económicas que la compañía la denomina “dinero rojo” ya que representa

la suma entre el dinero compensado al cliente por los problemas suscitados y el dinero extra

invertido para la culminación de dicho servicio. Además de cumplir con lo ofertado al cliente

que se resume en menor tiempo, mayor calidad se cumpliría con un alto estándar de seguridad,

tanto en taller como en campo, porque un trabajo exitoso es seguridad.

PALABRAS CLAVE: TIEMPO NO PRODUCTIVO/ INSTRUCTIVO DE ENSAMBLAJE/

INSTRUCTIVO DE INSTALACIÓN/ COMPLETACIÓN DE POZOS.

xv

ABSTRACT

Title: "Develop the instruction for the assembly and installation of a fund completation with

modular retrievable packer and “Y-Tool” for electrical submersible pumping to reduce non-

productive time in operations"

Author:


Tutor:


In the present study four work instructions were developed which, unlike a complete operating

manual, are easier and faster to understand and apply specifically in the well completions

segment of the oil services company Schlumberger in Ecuador. These instructions will

contribute in the general knowledge of the constituent parts of the tools as well as serve as a

guide for the assembly and installation of the tools used in the works of greater demand in the

Amazon Region of Ecuador which are: Completion of bottom with retrievable packer and "Y-

Tool" for electro submersible pumping. This means that standardization of processes means

that all workshop technicians and field operators work in a standard, efficient way.

Guaranteeing a high level of quality of service delivered to the customer through the reduction

of non-productive time in operations which as a result in economic losses that the company

calls "red money" because it represents the sum between money compensated to the customer

for the problems and the extra money invested to complete the service. In addition to complying

with the offered to the customer that is summarized in a shorter time, higher quality would be

met with a high standard of safety, both in the workshop and in the field, because a successful

job is safety.

KEY WORDS: NON PRODUCTIVE TIME/ INSTRUCTIVE OF ASSEMBLY/ INSTYRUCTIVE

OF INSTALLATION/ COMPLETIONS OF WELL

I CERTIFY that the above and foregoing is a true and correct translation of the original document in Spanish.

Ing. Marcelo Benítez.

Professor

Ecuadorian National ID: 1711454668

Facultad de Ingeniería en Geología, Minas, Petróleos y Ambiental

Universidad Central Del Ecuador

Ciudad Universitaria Jerónimo Leiton y Av. La Gasca

xvi

“DESARROLLAR EL INSTRUCTIVO DE ENSAMBLAJE E INSTALACIÓN DE UNA

COMPLETACIÓN DE FONDO CON EMPAQUETADURA RECUPERABLE Y

“Y-TOOL” PARA BOMBEO ELECTROSUMERGIBLE Y REDUCIR EL TIEMPO NO

PRODUCTIVO EN OPERACIONES”

Área de estudio: Producción

1

CAPITULO I

GENERALIDADES

1.1 Introducción

El sistema de gestión de la compañía Schlumberger Limited se rige a normas nacionales e

internacionales y continuamente desarrolla planes de mejora como: estándares, políticas,

manuales, instructivos de trabajo, formatos de inspección, permisos y certificados de trabajo,

análisis de riesgos, entrenamientos, certificaciones, campañas y demás elementos que apoyen

al seguimiento de los procesos y control de las operaciones que ofrece específicamente la

compañía.

En el presente estudio se recolectó una diversidad de documentación entre manuales,

estándares, políticas, teoría del sistema de gestión, normas de calidad, salud, seguridad y

ambiente, requerimientos del cliente, catálogos de herramientas y empaquetadura, registros de

servicios operacionales con tiempo no productivo (NPT1 nombrado en adelante) de la

compañía, informes de diseño de completaciones de fondo, papers de tecnología aplicada en

los pozos petroleros de la Región Amazónica del Ecuador, para analizarla y transformarla en

información útil para definir conceptos relacionados con el sistema de gestión y el cliente, la

etapa de completación de un pozo, características y aplicaciones principales de herramientas,

técnicas de corrida y asentamiento de empaquetadura, medidas de seguridad industrial a

cumplir conjuntamente con la participación práctica en el taller del segmento de completación

de pozos (CPS2) de la compañía de servicios petroleros Schlumberger. Seguidamente se

seleccionaron dos trabajos que fueron: Completación de fondo con empaquetadura modular

recuperable (MRP3 nombrado en adelante) y “Y-Tool” para bombeo electrosumergible, por ser

los de mayor demanda y en los cuales se registran inconvenientes en el ensamblaje e instalación

ocasionando (NPT) en los servicios operacionales. Por lo tanto se procedió a desarrollar los

correspondientes instructivos que cuentan con las indicaciones para empezar el trabajo, equipo

de protección personal a usar de forma obligatoria, partes principales de las herramientas y

finalmente el procedimiento de cada etapa de los trabajos seleccionados a fin de reducir el

tiempo no productivo en operaciones que se transforma en pérdidas económicas denominado

“dinero rojo” para el segmento de completación de pozos por ende para la compañía. Con todos

1 Por su traducción al inglés -Non Productive Time- 2 Por su traducción al inglés -Completions- 3 Por su traducción al inglés -Modular Retrievable Packer-

2

estos antecedentes, se busca la estandarización de procesos para que todos los técnicos del taller

y operadores de campo trabajen de la misma manera, de forma eficaz y eficiente garantizando

el alto nivel de calidad del servicio entregado al cliente.

Este estudio se dividió en los siguientes capítulos:

El Capítulo I, describe el planteamiento del problema, objetivos, justificación e importancia

y el entorno del estudio que se divide en marco institucional, ético y legal que incluye a la

Universidad Central del Ecuador, Facultad de Ingeniería en Geología, Minas, Petróleos y

Ambiental, Carrera de Ingeniería en Petróleos y Compañía Schlumberger.

El Capítulo II, comprende el marco contextual que describe el área de estudio donde se

desarrolló el trabajo y el marco teórico que describe la estructura del Sistema de Gestión de

Schlumberger y requerimientos del cliente, seguidamente se desarrollan las definiciones,

historia y fases de una completación de pozos, características de los tipos de completación,

sistemas de producción, funciones de los componentes de una completación, aplicaciones y

técnicas de asentamiento y liberación de una empaquetadura modular y de la “Y-Tool” para

bombeo electrosumergible, además las medidas de seguridad industrial a cumplir para culminar

con éxito y sin retardos los trabajos solicitados por el cliente.

El Capítulo III, abarca el diseño metodológico utilizado para el desarrollo del presente

estudio donde se inició con el análisis de registros existentes de servicios operacionales con

tiempo no productivo del segmento (CPS) desde el año 2014 al 2017, los cuales muestran

valores considerablemente altos, por consiguiente también son altos los costos reportados a

causa del (NPT) con sus siglas (NCR4 nombrado en adelante), que es denominado “dinero rojo”

porque representa la suma entre el dinero a compensar al cliente por los problemas suscitados

y el dinero extra a invertir para la culminación del trabajo solicitado. Seguidamente, se procedió

a definir el universo para el presente estudio, el cual estuvo comprendido por los 6 trabajos más

críticos ejecutados por (CPS) de la Compañía Schlumberger y se determinó como muestra dos

trabajos que son: La completación de fondo con (MRP), e instalación de una “Y-Tool” para

bombeo electrosumergible. Se consideraron estos trabajos porque son los que presentan mayor

demanda en los pozos de la Región Amazónica del Ecuador y donde se han presentado algunos

inconvenientes ocasionando retardos en el tiempo de entrega del servicio al cliente.

4 Por su traducción al inglés -Non-Productive Time and Costs Reported-

3

También se enlistan las técnicas, instrumentos y fuentes de recolección de datos a utilizar

con el fin de obtener la mayor cantidad de información para cumplir con el objetivo del presente

estudio.

El Capítulo IV, presenta los instructivos individuales correspondientes a los trabajos de

ensamblaje e instalación de una completación de fondo con (MRP) y “Y-Tool” para bombeo

electrosumergible, como resultado de la investigación conjuntamente con el análisis teórico-

práctico de datos y parámetros obtenidos específicamente de las arenas “M2” y “Ui” de un

pozo del Campo Edén Yuturí del Ecuador. Los instructivos cuentan con las indicaciones antes

de iniciar con el trabajo, se enlista el equipo de protección personal a usar de forma obligatoria

y finalmente de una forma didáctica para su fácil comprensión se redacta el procedimiento paso

a paso a seguir que comprende desde el ensamblaje hasta la instalación en campo de forma

eficaz y eficiente de los dos trabajos seleccionados.

El Capítulo V, redacta las conclusiones y recomendaciones del estudio.

El Capítulo VI, da a conocer las referencias de la información recolectada que ha

contribuido durante el desarrollo hasta la culminación del presente estudio técnico

El Capítulo VII, presenta el Glosario de términos y los anexos que complementan al

presente estudio para su correcta comprensión.

1.2 Planteamiento del problema

En las operaciones del segmento de completación de pozos de la compañía de servicios

petroleros Schlumberger en el Ecuador, se detectaron varias circunstancias causantes de tiempo

no productivo, como son el conocimiento limitado de las partes constitutivas de las

herramientas, carencia de procedimientos estándar por parte de los técnicos del taller y los

operadores de campo. Estos factores tienen como resultado retardos en la entrega del servicio

al cliente (operadora de campo) y a su vez pérdida económica a la compañía. Este dinero

perdido se lo denomina “dinero rojo”, porque representa la adición entre el dinero compensado

al cliente por los problemas suscitados y el dinero extra invertido para la culminación de dicho

servicio, aumentando así el costo total de la operación.

4

1.3 Objetivos

1.3.1 Objetivo General

Desarrollar un instructivo que guíe el ensamblaje e instalación de una completación de

fondo con empaquetadura recuperable y “Y-Tool” para bombeo electrosumergible a fin de

reducir el tiempo no productivo en las operaciones del Segmento de completación de pozos de

la compañía Schlumberger.

1.3.2 Objetivos Específicos

Definir conceptos del sistema de gestión de una compañía, requerimientos del cliente,

historia y evolución de la completación de pozos, sus tipos y fases de completaciones, ssitemas

de producción, funciones de los componentes de una completación, características,

aplicaciones y técnicas de asentamiento y liberación de herramientas, análisis de riesgos y

puntos críticos para determinar las medidas de seguridad industrial a cumplir desde el

ensamblaje e instalación en campo de los trabajos seleccionados.

Analizar los registros desde el año 2014 al 2017 de servicios operacionales e incidentes

con tiempo no productivo y los costos reportados como pérdida económica para el segmento

de completación de pozos, a nivel mundial, Latinoamérica y Ecuador.

Proponer un instructivo didáctico y de fácil comprensión para el uso por parte de los

técnicos de taller y operadores de campo desde cualquier locación que se encuentren ejecutando

los trabajos.

1.4 Justificación e importancia

Analizando los factores causantes de tiempo no productivo, surgió la necesidad de generar

cambios positivos al sistema de gestión de la compañía a través del cumplimiento de estándares

y procesos. Por esta razón se desarrollaron instructivos de trabajo que, a diferencia de un

manual completo de una herramienta, serán más fáciles y rápidos de comprender y aplicar. El

objetivo de esto es buscar la estandarización del proceso del ensamblaje e instalación de una

empaquetadura recuperable y “Y-Tool” para bombeo electrosumergible al igual que para

conocimiento general de las partes de las herramientas. Se pretende que todos los técnicos del

taller y operadores de campo trabajen de forma estandarizada, eficaz y eficiente; optimizando

dos importantes recursos que son: el tiempo y dinero. Esto reducirá el tiempo no productivo y

así se cumplirá con lo ofertado al cliente que se resume en menor tiempo, mayor calidad y un

5

alto estándar de seguridad porque de esta manera se evitarían lesiones o accidentes al personal

por el mal uso de las herramientas, tanto en el taller como en campo.

La metodología de un instructivo está enfocada en la redacción de cada etapa del trabajo

específico cumpliendo directrices y recomendaciones (notas) para mejorar la calidad, la

fiabilidad y la eficiencia del servicio.

El potencial que podrían tener los instructivos creados es de continuar con su desarrollo al

pasar por diferentes instancias de revisión para las correspondientes modificaciones y

adecuaciones, y ser declarados aptos para su publicación a nivel nacional y con la expectativa

que llegue a ser de uso mundial. La tendencia día a día es reducir costos y generar más

ganancias llegando a cada objetivo con éxito y como resultado la seguridad del personal.

1.5 Entorno del estudio

1.5.1 Marco Institucional

Este estudio técnico se realizó dentro de lo establecido por parte de la Universidad Central

del Ecuador, Facultad de Ingeniería en Geología, Minas, Petróleos y Ambiental, Carrera de

Ingeniería de Petróleos, para la obtención del título de Ingeniera de Petróleos

La Universidad Central del Ecuador tiene como misión crear y difundir el conocimiento

científico-tecnológico, arte y cultura para formar profesionales, investigadores y técnicos

críticos de nivel superior creando espacios para el análisis y solución de los problemas

nacionales.

Su visión es de liderar la gestión cultural, académica, científica y administrativa del sistema

nacional de educación superior, para contribuir al desarrollo del país y de la humanidad,

insertándose en el acelerado cambio del mundo y sus perspectivas.

La Carrera de Ingeniería de Petróleos tiene como misión formar integralmente a

ingenieros de petróleos con excelencia para el desarrollo de las actividades relacionadas con el

aprovechamiento óptimo y sustentable de los hidrocarburos, con valores éticos y

comprometidos con el desarrollo del Ecuador. Capaces de liderar equipos multidisciplinarios

y para la toma de decisiones para responder a las exigencias nacionales e internacionales.

Su visión es al 2020 ser líder en la formación, investigación e innovación para el

aprovechamiento sustentable de los hidrocarburos en beneficio de la sociedad ecuatoriana.

6

La Compañía de Servicios Petroleros Schlumberger Limited una empresa a nivel

mundial que provee servicios a la industria petrolera de adquisición y procesamiento de datos

sísmicos, evaluación de formaciones, pruebas de pozos, perforaciones direccionales,

cementado y estimulación, levantamiento artificial, completaciones de pozos y consultoría, al

igual que gestión de software e información. La empresa también oferta al mercado servicios

de extracción de aguas subterráneas al igual que es partícipe en las industrias de captura y

almacenamiento de carbono.

Cuenta con una diversidad de servicios con tecnología de punta y amigable con el ambiente;

siendo siempre responsable con la seguridad de su personal y el nivel de calidad del trabajo

realizado. Schlumberger actualmente se distribuye en GeoMercados que agrupa a

aproximadamente 85 países. Schlumberger, (2017).

1.5.2 Marco Ético

No se encontró ningún conflicto que relacione el desarrollo del presente estudio técnico

con los códigos de ética de la Universidad Central del Ecuador, respeta derechos de autor,

normativas vigentes. Se respetó todos los acuerdos de confidencialidad de información con la

Compañía Schlumberger, obteniendo y publicando únicamente datos pertinentes para la

culminación del presente estudio.

1.5.3 Marco Legal

Este trabajo se realizó cumpliendo con la normativa vigente relacionada con los procesos

de titulación, entre los que podemos mencionar:

El artículo.350 y artículo 356 de la Constitución de la República del Ecuador y el

artículo 123 que hace referencia al Reglamento sobre el Régimen Académico y el artículo

144 referente a Tesis digitalizadas de la Ley Orgánica de Educación Superior. El artículo

21. Inciso 3 del Reglamento de Régimen Académico.

Estatuto Universitario

Art.212. “El trabajo de graduación o titulación constituye un requisito obligatorio para la

obtención del título o grado para cualquiera de los niveles de formación. Dichos trabajos

pueden ser estructurados de manera independiente o como consecuencia de un seminario de

fin de carrera.

7

Para la obtención del grado académico de licenciado o del título profesional universitario

de pre o posgrado, el estudiante debe realizar y defender un proyecto de investigación

conducente a una propuesta que resolverá un problema o situación práctica, con características

de viabilidad, rentabilidad y originalidad en los aspectos de aplicación, recursos, tiempos y

resultados esperados. Lo anterior está dispuesto en el Art.37. Del Reglamento Codificado de

Régimen Académico del Sistema Nacional de Educación Superior”. Estatuto Universitario

Universidad Central del Ecuador, (2010).

Documento de Unidad de Titulación Especial de la Carrera de Ingeniería de Petróleos

aprobado por el CES entre las modalidades de titulación se establece que:

Estudios Técnicos:

Son trabajos que tiene como objeto la realización de estudios a equipos, procesos, etc.,

referidos a aspectos de diseño, planificación, producción, gestión, perforación, explotación y

cualquier otro campo relacionado con la Ingeniería de Petróleos con alternativas técnicas,

evaluaciones económicas y valoración de los resultados”. Consejo de Carrera, (2015) y

Pinto, (2016).

8

CAPÍTULO II

MARCO TEÓRICO

2.1 Bloque 12 – Campo Edén Yuturí

2.1.1 Ubicación Geográfica

En el Anexo 1, se muestra el mapa de los Bloques petroleros del Ecuador, Secretaria de

Hidrocarburos, (2009), pero específicamente el Bloque 12, Edén Yuturí, se encuentra ubicado

en la región oriental del Ecuador, como muestra la Ilustración 2.1. La mayor parte del área se

encuentra al sur–este de la población de Joya de los Sachas, en la provincia de Sucumbíos y a

75 Km al sureste del campo Shushufindi en la provincia de Francisco de Orellana y a 30 Km

del campo Pañacocha. Las principales rutas de acceso son la vía Shushufindi - Limoncocha -

Pompeya y mediante vía fluvial por el río Napo.

Edén Yuturí cuenta con una superficie aproximada de 200.000 hectáreas y sus coordenadas

geográficas son:

Latitud: 0°,16’,32’’ Norte

Longitud: 76°,04’,47’’ Oeste

Ilustración 2.1: Ubicación del Bloque 12 de la Región Amazónica del Ecuador

Fuente: Secretaria de Hidrocarburos del Ecuador

9

Como muestra la Ilustración 2.2 los límites del Bloque 12 son:

Norte: Campo 62 Tarapoa de ANDES PETROLEUM ECUADOR LTDA

Sur: Bloque 14 Nantu de PETROORIENTAL S.A

Este: Pañacocha

Oeste: Bloque 15 ILYP (Complejo Indillana, Limoncocha, Yanaquincha y Paka) de

PETROAMAZONAS EP.

Ilustración 2.2: Límites del Campo Edén Yuturí

Fuente: Petroamazonas EP

El Bloque 12, inició sus operaciones de producción en el año de 1993 con la perforación

de dos pozos exploratorios. En la actualidad existen pozos productores de petróleo de las arenas

de las formaciones Napo y Hollín.

Fue concesionado a la empresa Occidental Exploration & Production Company (OXY), a

través de un contrato de Prestación de Servicios suscrito en enero de 1985 con Petroecuador y

transformado luego en un contrato de Participación en mayo de 1999 y actualmente es operado

por Petroamazonas EP, empresa estatal que opera varios campos petroleros del país como se

muestra en el Anexo 3.

El Bloque 12 está compuesto por un único campo, Edén Yuturí y los objetivos primarios

en la perforación de pozos son las areniscas “M1” principal, “U” inferior, y “T” principal;

mientras que las areniscas “M2” y “U” superior, son objetivos secundarios según el informe de

Petroamazonas EP.Miranda. (2009, págs. 38-42).

10

2.1.2 Geología Regional

“La Cuenca Oriente del Ecuador se encuentra ubicada al Este de la Cordillera de los Andes.

Su actividad geodinámica está relacionada a la subducción de la placa oceánica de Nazca y al

levantamiento de la placa continental Suramericana. La cuenca se divide en dos zonas:

Zona Subandina, conformada por el alto Napo, la depresión de Pastaza y el alto Cúcuta.

Zona extensiva que consiste en una extensa llanura influenciada por sistemas fluviales.

La última zona corresponde a la cadena de cuencas sucesivas que se desarrollan desde

Venezuela hasta Bolivia entre la Cordillera de las Andes y el escudo Guyanés, formando parte

de la gran provincia geológica Putumayo en Colombia, Oriente en Ecuador y Marañon en Perú,

conformando una gran zona sedimentaria con alto potencial de hidrocarburos”. Guachamín,

(2012, págs. 1-12)

2.1.3 Estructura y Estratigrafía

La sísmica indica que la estructura del campo Edén Yuturí está conformada por una

estructura anticlinal que se describe como un pliegue en forma de arco, producido en las rocas,

en el que las capas de roca son convexas hacia arriba. “Las capas de roca más antiguas forman

el núcleo del pliegue, y, a partir del núcleo, se disponen rocas cada vez más modernas. Los

anticlinales forman muchas trampas de hidrocarburos excelentes, especialmente en los pliegues

con rocas de calidad yacimiento en su núcleo y sellos impermeables en las capas externas del

pliegue”. Glossary Oilfield Schlumberger, (2017).

Estos anticlinales fueron reactivados durante varias fases compresivas en el periodo

cretácico y en el eoceno y durante la migración de los hidrocarburos jugaron un papel

importante en el entrampamiento.

La estratigrafía de las arenas del área de Edén Yuturí tiene influencia marina, son

caracterizadas por ser generalmente de grano variable, siendo de mayor presencia el grano fino

a medio con intercalaciones de lutitas y limolitas con algunas zonas de grano grueso.

El campo Edén Yuturí produce principalmente de la formación Napo con un espesor de

aproximadamente de 1.300 pies y está conformado por una secuencia de lutitas, calizas y

areniscas, determinando que las areniscas de la formación Napo constituyen los principales

reservorios hidrocarburíferos del campo, en la cual se encuentran los siguientes yacimientos

principales:

11

Yacimiento “M-2”: Esta arenisca presenta propiedades petrofísicas regulares debido a

su ambiente marino de baja energía lo que dio lugar al depósito de un material fino, el mismo

que obstruye la porosidad y afecta a la permeabilidad. En este tipo de ambiente, los cuerpos

arenosos no tienen gran continuidad lateral debido al limitado aporte de granos de arena hacia

estas áreas. Guachamín, (2012, págs. 1-12)

Yacimiento U Inferior “Ui”: Es una arenisca cuarzosa de grano medio a grueso, de

mala clasificación con una porosidad promedio de 20% y una permeabilidad de 1,2 darcys. En

la parte inferior y media se presenta una estratificación cruzada (canales de marea) y hacia la

parte superior aumenta el contenido de intercalaciones de arcilla, lo que indica mayor

influencia marina y ambiente de depósito más tranquilo (marino somero). Debido a estas

diferencias en el tipo de roca sus características petrofísicas son diferentes en la sección

inferior, se ha subdividido este reservorio en dos cuerpos: “U” superior (marino Somero) y “U”

inferior (Tidal). El espesor promedio de este reservorio en Edén Yuturí es de 120 pies.

Guachamín, (2012, págs. 1-12)

Yacimiento “T”: Este yacimiento se presenta como una secuencia transgresiva, por la

presencia de depósitos con influencia marina y hacia la base una estratificación cruzada

(canales de marea) y con secuencias de grano de medio a fino hacia el tope. La permeabilidad

vertical como la horizontal está afectada por la presencia de capas de arcilla que actúan como

barreras al flujo de los fluidos. Es una arenisca cuarzosa de grano medio, mal clasificada,

algunas veces con matriz caolinítica y presencia de glauconita en la parte superior. Al igual

que en la “U” inferior se observa dos intervalos, cada uno con características petrofísicas

diferentes: la parte inferior de mejor calidad y que ha sido descrita como ambiente tidal y el

intervalo superior de menor calidad, presenta muchas intercalaciones arcillosas y cemento

calcáreo, arcilloso y glauconita, definido como marino somero. Posee una porosidad promedio

de 21%, una permeabilidad aproximada de 1 darcy y una saturación de agua de 29,5 % en el

ambiente tidal. En el intervalo marino somero su porosidad promedio es de 14,2%,

permeabilidad de 200 milidarcy. Guachamín, (2012, págs. 1-12)

A continuación en la Ilustración 2.3 se puede observar la columna estratigráfica generalizada

de la Cuenca Oriente del Ecuador, en la cual se señala la formación Napo, desde la arena “U”

hasta la arena “T”, que corresponden al campo Edén Yuturí.

12

Ilustración 2.3: Columna estratigráfica generalizada de la Cuenca Oriente del Ecuador

Fuente: Petroamazonas EP

Edén

Yuturí

13

2.2 Completación de pozos

La fase de la completación de un pozo consiste en el diseño, selección e instalación de

tubulares, herramientas y equipos con el propósito de iniciar el bombeo y controlar la

producción o inyección de fluidos. Esta debe cumplir con tres requerimientos básicos que son:

segura, eficiente/económica y confiable, tomando en cuenta que la implementación óptima

es esencial para la vida proyectada de un pozo.

Se puede definir que para completaciones a hueco abierto, la completación comienza una

vez que la sección del reservorio objetivo ha sido perforada y la sarta de perforación ha sido

extraída completamente, en cambio para pozos entubados y perforados, la completación inicia

cuando el “casing” (tubería de revestimiento) o “liner” (tubería de producción) ya ha sido

cementado para proceder con el desplazamiento del lodo y la limpieza del pozo con la

asistencia del equipo de perforación. En los dos casos se realiza la corrida de registros eléctricos

por ejemplo: GR (Gamma Ray), CBL (Cement Bod Log), para continuar con las operaciones

de cañoneo y realizar pruebas de pozos para garantizar la correcta instalación del sistema de

completación. En superficie se debe realizar un análisis del equipo de cabezal, facilidades y

requerimientos de almacenamiento de los hidrocarburos extraídos porque éstos pueden

ocasionar variaciones en la producción del pozo y derivar en variaciones en el diseño y en la

configuración de la completación.

La ejecución del trabajo es una etapa en la que muchas personas e información se conjugan

con un mismo fin, el éxito del trabajo. La correcta selección de todos los componentes para un

trabajo de completación de pozos es requerida, así como el ensamblaje correcto e instalación

adecuada para alcanzar la mayor eficiencia operativa.

Las operaciones relacionadas al sector petrolero han ido evolucionando desde

aproximadamente el año 1800. Los primeros pozos fueron perforados en reservorios pocos

profundos los cuales eran lo suficientemente consolidados para prevenir derrumbes de las

arenas pero a medida que se fueron perforando pozos más profundos, los problemas asociados

con los contactos de agua-petróleo aumentaron y fue necesario el uso de casings para aislar las

zonas de agua y evitar derrumbes de las paredes del pozo. Posteriormente, el desarrollo

continuo de la producción de hidrocarburos resulto en pozos entubados y cañoneados, por tal

motivo las completaciones modernas son para pozos profundos, de altas temperaturas y de

condiciones difíciles.

14

En todos los casos, la óptima operación de completación de un pozo depende de una

planificación cuidadosa que abarca desde el diseño hasta su implementación en campo

Las herramientas como softwares de control o simulaciones se deben al continuo avance

tecnológico, permitiendo el monitoreo diario y a tiempo real de las variaciones en los

parámetros y condiciones de los pozos. También se tiene un mayor conocimiento de los

reservorios a través de simulaciones antes de la toma de decisiones como es para seleccionar

los sistemas y prácticas de producción de petróleo y gas. Combinando lo mencionado

anteriormente se puede determinar que es esencial el conocimiento y monitoreo continuo

porque la detección de variaciones en los parámetros del yacimiento y del pozo impone un

grado de urgencia si se requiere realizar algún cambio en el desarrollo del trabajo para

ejecutarlo sin complicaciones ni retardos. Para ello se ha puesto en funcionamiento un sistema

combinado de equipos y técnicas avanzadas como parte del proceso de instalación de un

sistema de completaciones. Schlumberger, (2003, págs. 1-2).

2.2.1 Fases de una completación de pozos

Del manual de completación de pozos de Schlumberger, (2003), un trabajo de completación

se puede resumir en cinco fases como muestra la Figura 2.1:

Figura 2.1: Fases de la completación de pozos

Fuente: Manual de completaciones de pozos de Schlumberger

FASE I: ESTABLECER OBJETIVOS Y CRITERIOS DE DISEÑO

La primera fase se resume en la sistematización de toda la data relacionada con el

reservorio, hoyo y los diferentes parámetros de producción estimada. Esta data es importante

para empezar con la planificación del trabajo especialmente cuando son pozos de exploración

y desarrollo, donde existen una variedad de parámetros desconocidos o inciertos.

I. Establecer objetivos y criterios de diseño.

II. Selección de componentes de completación.

III. Planificación de la instalación de la completación.

IV. Iniciar la producción.

V. Evaluación y monitoreo de la producción.

15

Un pozo puede dividirse en tres áreas como muestra la Ilustración 2.4; donde se relacionan

varias propiedades de los fluidos y yacimientos por eso la importancia de contar con la mayor

cantidad de datos. Una selección apropiada de elementos para el diseño afectará positiva o

negativamente al comportamiento del pozo.

Ilustración 2.4: Áreas de un pozo

Fuente: Manual de Completaciones de pozos de Schlumberger

Dentro de la primera fase se debe describir una pre-completación que significa construcción

del pozo donde se identifican los principales objetivos:

Perforar eficientemente la formación causando el mínimo daño a la formación (s= 0).

Correr diferentes registros en el pozo para adquirir la información necesaria de varios

parámetros del reservorio que son la base fundamental para definir el diseño óptimo de

completación.

Elaborar el esquema del pozo a todo lo largo de la zona de interés para planificar la fase

de instalación de la completación que comienza desde bajar y cementar el casing o bajar el

liner de producción para continuar con los preparativos en casos adicionales como son: control

de arena.

Un diseño óptimo es esencial para la vida proyectada del pozo, pero se debe tomar en cuenta

que los objetivos para los cuales un diseño de completación ha sido creado pueden variar de

acuerdo a las condiciones cambiantes del pozo, pero sin embargo se han resumido algunos

puntos esenciales a considerar como son:

Contribuir al desarrollo eficiente de producción de un pozo/reservorio.

Asegurar el potencial para la producción (o inyección) óptima.

Proveer las facilidades para un monitoreo adecuado.

Flexibilidad para cualquier cambio de condiciones o nuevas aplicaciones.

Asegurar una instalación eficiente en costos y operatividad segura.

16

FASE II: SELECCIÓN DE COMPONENTES DE LA COMPLETACIÓN

La segunda fase consiste en la elaboración del diseño de un sistema de completación

eficiente y económico. Esto va a depender de la adquisición de la data del pozo o del campo al

igual que la selección de los componentes apropiados. Adicionalmente es de mucha

importancia contar con un procedimiento detallado desde el ensamblaje hasta su instalación.

Los diseños de completación varían significativamente de acuerdo al cambio de las

siguientes características del reservorio y de las locaciones:

Rata total de producción.

Presión y profundidad del pozo.

Propiedades de la formación.

Propiedades del fluido.

Locación del pozo.

Reserva existente de herramientas y equipos en bodega.

En esta fase se seleccionan los componentes para el sistema de completación, los cuales se han

clasificado de la siguiente manera como se indica en la Tabla 2.1:

Tabla 2.1: Componentes de una completación

PRIMARIOS

Componentes esenciales necesarios para que la

completación funcione de forma segura; entre

ellos tenemos: empaquetaduras, válvulas de

seguridad, equipo de levantamiento artificial,

equipos de control de flujo, cabezal, árbol de

navidad, tubería.

AUXILIARES Proveen flexibilidad y control por ejemplo:

accesorios de circulación, nipples, tapones,

separadores de tubería, accesorios de expansión. Fuente: Manual de completaciones de pozos de Schlumberger

En todos los componentes de fondo de una completación se debe incluir una descripción

completa de longitud, grado, diámetro y conexiones. Además claramente se puede definir que

la tubería es el conducto principal desde la zona productora hacia las facilidades de producción.

Por lo tanto es un requerimiento básico e indispensable a considerar porque en un futuro

muchas serán las actividades o intervenciones que se pueden realizar en el pozo y éstos

servicios se ejecutarán a través de la misma. Por consiguiente, una selección, diseño e

instalación adecuada es una parte muy importante. Además en la Tabla 2.2 se han resumido los

puntos críticos a tomar en cuenta al momento de seleccionar los componentes y la tubería:

17

Tabla 2.2: Puntos críticos de la tubería

Tamaño/Dimensión o

Longitud

Se debe seleccionar el tamaño adecuado tomando en

cuenta la profundidad del pozo y la distancia para que la

producción sea transportada hacia las estaciones de

superficie.

Por ejemplo: Pup joints (tubos de longitud corta) se usan

para espaciar la tubería y vienen disponibles en medidas

cortas entre 2 a 20 ft con un incremento de 2ft.

Grado

(Resistencia a

esfuerzos, PSI)

Diseñar la sarta para prevenir fallas por esfuerzos

ténsales, presiones externas e internas y condiciones

corrosivas así como también las condiciones del ambiente

de los fluidos y de la formación. Las tuberías son

fabricadas de acuerdo a las normas y especificaciones

(AP)I, por consiguiente el acero debe ser de grados

estándar: J-55, C-75, L-80, C-95, N-80, P-105 y V-150.

Diámetros

Se debe considerar la rata y presión total de producción.

La tubería viene disponible en una variedad de rangos de

OD. Los más comunes: 2-3/8", 2-7/8", 3-1/2", 4-1/2",

5.0", 5-1/2", 6-5/8", 7", 9-5/8" ,10-3/4".

En la mayoría de países la tubería de producción debe

regirse a Normas API, la cual define los tamaños de 1" a

4-1/2" de OD y las tuberías de revestimiento en cambio

de 4-1/2 a 20".

Conexiones

Los tipos más comunes de tubería tienen rosca en ambos

extremos. Se conoce el extremo con rosca que ingresa en

otra tubería (pin) y el extremo que sirve de acople para

otra tubería como (box).

Actualmente todo diseño trabaja con conexiones del

Instituto Americano del petróleo con sus siglas API (por

su traducción al inglés -American Petroleum Institute-) y

son las siguientes

UN. conexión rosca

redonda Non Upset

Es un tipo de rosca con 10

hilos por pulgada. La junta

tiene menos resistencia en

las uniones en comparación

con el cuerpo de la tubería.

EUE: conexión rosca

redonda External Upset

Es una rosca con 8 hilos por

pulgada, de aquí que las

uniones tengan mayor

resistencia que el cuerpo de

la tubería.

Ensamblaje Instale los componentes de la sarta sin daños, para

proveer un sello hermético en el sistema. Fuente: Manual de completaciones de pozos de Schlumberger

18

FASE III: PLANIFICACIÓN DE LA INSTALACIÓN DE LA COMPLETACIÓN

La tercera fase tiene como objetivo asegurar que el sistema de completación conste de

sistemas de producción o inyección seguras, eficientes, confiables y económicas. Al final, es

la eficiencia operativa de la técnica utilizada en la implementación del sistema la que determina

cuan eficiente fue el diseño visto desde el punto de cumplimiento de los objetivos del segmento

de completación de pozos (CPS) al igual que cumplir con las expectativas del cliente (empresa

operadora).

A pesar de que muchos yacimientos y/o campos pueden ser similares en sus propiedades

de yacimiento o fluidos, el diseño de cada sistema de completación está basado en las

condiciones individuales de cada pozo al igual que los requerimientos técnico-económicos

debidamente fundamentados del cliente. Por consiguiente, es necesario revisar y actualizar

diseños genéricos o procedimientos de instalaciones de acuerdo a lo requerido.

Específicamente en esta fase se deben tomar en cuenta varios puntos críticos como son:

a) Selección de piezas, partes y equipos: En el mercado existe una diversidad de piezas,

partes y equipos con un amplio rango de propiedades y características que han ido

desarrollándose con el pasar del tiempo acorde al aumento de la demanda de trabajos

relacionados con la industria petrolera. En todos los casos es más rentable seleccionar e

incorporar un sistema apropiado que resista los efectos de desgaste de los agentes presentes en

los fluidos de los yacimientos para asegurar la durabilidad de toda la completación. Por

consiguiente los puntos a tomar en cuenta al momento de seleccionarlos son los efectos que

pueden ocasionar daño y son los siguientes:

Presión

Temperatura

Corrosión

También existen varias categorías al momento de seleccionar los materiales. Las cuales no

están enlistadas en orden de prioridad ya que estas pueden cambiar dependiendo de su

aplicación y son las siguientes:

Propiedades mecánicas (función)

Costos

Inversión

Disponibilidad de tiempo

19

b) Vida útil de una completación: A partir de perfiles de producción se puede determinar

la vida útil de un pozo. Este factor depende de muchas condiciones de acuerdo al tipo de pozo

donde fue instalada la completación como se puede observar en la Tabla 2.3.

Schlumberger, (2003, págs. 6-29):

Tabla 2.3: Ejemplos de vida útil de una completación

Completaciones de Larga-Vida (>15 años)

Pozos costa afuera o con carencia de inspección periódica.

Pozos de petróleo en áreas extensas equipados con levantamiento artificial.

Pozos con producción de gas o de inyección.

Completaciones de zonas múltiples.

Proyectos de recuperación secundaria.

Completaciones de Vida Mediana (5 a 15 años)

Pozos de petróleo de flujo natural en áreas extensas.

Pozos de gas o inyectores con problemas potenciales de producción (arena, agua,

escama o corrosión).

Pozos de petróleo equipados con Gas Lift o bombeo hidráulico en su etapa inicial.

Zonas con reservas limitadas (posibilidad de zonas múltiples).

Completaciones de Corta Vida (<5 años)

Pozos con pocas reservas en cada arena productora.

Pozos con bombas electrosumergibles.

Aplicación de trabajos de reacondicionamiento y estimulación rutinarios.

Completaciones complejas.

Completaciones Temporales

Para pruebas durante la perforación.

Pruebas de producción del pozo.

Instalación temporal para mantener producción hasta disponer de un taladro.


20

FASE IV: INICIAR LA PRODUCCIÓN

Esta cuarta fase de la completación depende del sistema de producción de cada pozo, por

ejemplo se pueden realizar las siguientes acciones:

Iniciar flujo para establecer la comunicación entre el reservorio y el pozo.

Definir un programa de limpieza adecuado para permitir una rata de producción óptima

sin provocar daño a la formación, ni a los componentes de fondo ni de superficie de la

completación.

Aplicación de cualquier tratamiento de estimulación para permitir la restauración de las

propiedades de la roca como por ejemplo la permeabilidad del yacimiento.

FASE V: EVALUACIÓN Y MONITOREO DE LA PRODUCCIÓN

La quinta fase hace referencia a la confirmación que las condiciones del sistema cumpla

los requerimientos técnico-económicos debidamente fundamentados del cliente (la empresa

operadora).

Es necesaria una evaluación de la producción inicial para continuar con los subsecuentes,

evaluaciones y pruebas posteriores que reflejarán la información del yacimiento, pozo y

sistema, por ejemplo:

Elaboración de estadísticas relacionadas con la confiabilidad y durabilidad de los

componentes de la completación.

Verificación que lo expuesto y asumido en la planificación del diseño que concuerde

con la realidad al momento de la implementación del sistema de completación en el pozo.

Tendencias o estadísticas, las cuales proveen indicadores a futuro de problemas o

retardos presentados durante la operación que ameritan una intervención o Work-Over.

Monitoreo periódico de los parámetros del reservorio para facilitar una data útil para la

completación y producción de futuros pozos vecinos o la re-completación del pozo por desgaste

del reservorio debido al tiempo de producción.

21

2.2.2 Tipos de completaciones

Resumiendo lo descrito por Bellarby, (2009, Febrero) y Schlumberger, (2003, págs. 7-14)

se pueden clasificar a las completaciones de pozos de acuerdo a los siguientes criterios como

muestra la Figura 2.2:

Figura 2.2: Tipos de completaciones de pozos


2.2.2.1 Estructura del hoyo

Cada formación tiene diferentes propiedades de roca y fluidos por esta razón existe una

variedad de tipos de completaciones.

a) Completaciones hueco abierto o desnudo: Para yacimientos de formaciones

consolidadas para prevenir derrumbes del pozo. En estas completaciones no hay manera de

producir selectivamente o de aislar intervalos dentro del reservorio y producir de múltiples

zonas. El casing o liner se baja y es cementado en el tope rocoso para dejar las paredes del

hueco abiertas e iniciar la producción del pozo, como se puede observar en la Ilustración 2.5 a

continuación:

Ilustración 2.5: Completación a hueco abierto


SISTEMAS DE PRODUCCIÓN

Flujo natural Levantamiento Artificial

ZONAS PRODUCTORAS

Zona sencilla Múltiples zonas

ESTRUCTURA DEL HOYO

Hueco abierto Hueco entubado Tubería perforada Empaque de grava

22

b) Completaciones a hueco entubado: En las paredes del pozo para prevenir que la

formación inestable colapse y se tape se pueden colocar rejillas ranuradas o liners ranurados a

lo largo de la sección a hueco abierto. La arena y los sólidos finos producidos por la formación,

son las mayores causas de la pérdida de la producción porque causan desgaste y daños a bombas

y tubería; afectando igualmente otros equipos de fondo y superficie, con el resultante de

costosas paradas. Los liners ranurados pueden ser diseñados para filtrar sólidos permitiendo el

libre flujo en el pozo con un mínimo de restricción mientras retienen la arena.

La Ilustración 2.6 muestra los liners ranurados típicos que son diseñados con conocimiento

previo de las propiedades físicas de los materiales a ser controlados para determinar las técnicas

de completación a usar buscando siempre la mejora de la productividad reduciendo o

eliminando la invasión de arenas y sólidos.

Ilustración 2.6: Patrones típicos liner ranurado


Este método ha demostrado ser uno de los más seguros y confiables de soporte de hoyo y

control de arena porque los tubos ranurados son fuertes, fáciles de instalar y prácticamente libre

de mantenimiento convirtiéndose en un fuerte filtro. El ranurado permite a los fluidos de

formación entrar a la tubería con menor coeficiente de fricción comparado con las mallas

envueltas lateralmente. TIET, (2004).

c) Completaciones perforadas: Una interpretación eficiente del yacimiento en

combinación con las técnicas apropiadas con un alto grado de control de profundidades,

permiten perforar selectivamente lo cual ayuda a garantizar el éxito de la completación y la

producción de gas y/o petróleo porque se define con la mayor precisión la zona a punzonar

para el flujo.

23

Las completaciones de zonas múltiples como muestra la Ilustración 2.7 son frecuentemente

usadas en yacimientos de estructuras y características de producción complejas, por eso la

importancia de seleccionar y controlar la producción (o inyección) por zona para determinar

el sistema más eficiente de producción para el campo o yacimiento.

Las técnicas y cargas modernas de cañoneo son diseñadas para proveer una perforación

limpia con aberturas sin daños en el reservorio del pozo como muestra la Ilustración 2.8. Esto

facilita el acceso a la formación, permitiendo que el yacimiento produzca a su máxima

capacidad.

Ilustración 2.7: Completaciones a hueco entubado con esquema de cañoneo

Ilustración 2.8: Técnica de cañoneo con tubería

Fuente: Pozos horizontales y/o alto ángulo como estrategia para la explotación del Campo Chicontepec

d) Completaciones con empaque de grava (Gravel-Pack): Esta tipo de completación es

recomendable aplicar en yacimientos con formaciones poco consolidadas y con una

permeabilidad aproximada de 1 Darcy porque éstas son condiciones de una mayor producción

de arena.

La técnica consiste en colocar una malla pre-empacada con grava y resina en la tubería para

controlar la producción de arena. El diseño de la malla va a depender mucho de las condiciones

del yacimiento por eso no es recomendable en yacimientos donde es necesario aislar sus

intervalos de gas y agua.

El diseño de la completación está conformada por una tubería de doble pared pre-perforada

como se observa en la Ilustración 2.9 que consta con orificios redondos relativamente pequeños

y la tubería interna está rodeada por un tamiz rígido. El espacio anular está relleno de arena

24

muy fina conocida como grava y cementada con resina para evitar su pérdida por los orificios

pre-perforados que hará el trabajo de un filtro como se puede ver en la Ilustración 2.10.

Ilustración 2.9: Diagrama de una completación con empaque de grava

Ilustración 2.10: Empaque con grava

Fuente: Pozos horizontales y/o alto ángulo como estrategia para la explotación del Campo Chicontepe

En el escogimiento de la arena predominan dos requerimientos: alta permeabilidad y evitar

al máximo la entrada de arena en el hoyo. Este es considerado el mejor forro disponible para

completaciones de secciones horizontales en cualquier tipo de formaciones pero es el más

costoso.

e) Completaciones especiales: Durante la vida productiva de un pozo se pueden tener

intervenciones como son trabajos de estimulación que se han clasificado los trabajos en la

Figura 2.3 de la siguiente manera:

Figura 2.3: Clasificación de trabajos de estimulación de pozos


ESTIMULACION

Entorno del pozo y perforaciones

- Limpieza del pozo

- Acidificación de perforaciones

- Lavado de perforaciones con ácido

Entorno de la matriz del yacimiento

- Acidificación matricial

- Fractura hidráulica

- Tratamientos sin ácidos

25

A continuación se describen las características principales de los trabajos más comunes en

los pozos petroleros del Oriente ecuatoriano:

La limpieza del pozo: generalmente no es necesaria con las nuevas completaciones,

sin embargo, en pozos que van a ser recañoneados o cañonear una nueva arena productora, una

limpieza del pozo es importante. Hay un amplio rango de tratamientos de perforaciones

asociado con pozos nuevos u operaciones de re-completación.

Lavado de las perforaciones con ácido: el lavado de las perforaciones con ácido,

consiste en un intento de asegurar que el mayor número de punzamientos como sea posible,

estén aportando flujo desde el yacimiento. Los problemas más frecuentes son la compactación

de sólidos, lodos y filtrados así como recortes en las perforaciones los cuales limitan la

capacidad de los cañoneados y, por consiguiente, la eficiencia de la completación.

Tratamiento de fractura hidráulica: su objetivo es proveer un canal de conductividad

en las áreas dañadas de las perforaciones que se extienden dentro de la roca. Las fracturas

naturales dentro de la formación son abiertas utilizando fluidos hidráulicos presurizados.

Comúnmente otro agente como la arena se introduce a la mezcla de la fractura y se abre después

que se descarga la presión, permitiendo el flujo de fluidos y gases desde el yacimiento. Los

tratamientos de fractura hidráulica requieren de un detallado diseño que usualmente es

realizado por la compañía de servicios.

2.2.2.2 Zonas productoras

Los yacimientos con presencia de hidrocarburos pueden presentar un solo reservorio para

su producción pero en su gran mayoría están compuestos por varios reservorios, por eso con el

paso del tiempo surgió la necesidad de diseñar completaciones para más de una sola zona de

interés.

a) Zona sencilla: En completaciones con una sola zona de interés, es relativamente directo

producir y controlar el intervalo con un mínimo número de equipos de subsuelo y/o de

superficie porque se utiliza un conducto o sarta de tubería cumpliendo con los objetivos de

seguridad, instalación y producción.

Generalmente en las completaciones de una zona, la empaquetadura (o método de

aislamiento) y la sarta de tubería son utilizadas para proveer una protección al casing o liner y

26

así permitir el uso de herramientas de control de flujo para el monitoreo constante y a tiempo

real de la producción.

La complejidad de la completación es determinada por los requerimientos funcionales y

las variables económicas porque algunas herramientas de contingencia pueden ser instaladas a

menor costo al momento de la etapa inicial que en futuro porque se van a parar las operaciones

y traerá consigo costos adicionales, por lo tanto, se debe considerar tales opciones durante la

fase inicial del diseño para proyectar a un futuro los cambios de la completación.

A continuación en la Ilustración 2.11 se observa el diagrama de una completación para una

zona sencilla que consta de los diferentes casings, la tubería de producción, una empaquetadura

para permitir el uso de herramientas de control de flujo como válvulas y es un tipo de

completación con tubería cañoneada para su producción.

Ilustración 2.11: Completación de una sola zona de interés


27

b) Múltiples zonas: Se diseñan pozos con completaciones de múltiples zonas para

producir de más de un reservorio de interés como se puede observar en la Ilustración 2.12 que

es un diagrama de una completación conformada por tres zonas de interés aisladas con

empaquetadura y producen por medio de las camisas de producción y/o inyección. Existen

muchas configuraciones de completaciones con zonas múltiples y algunas de ellas permiten la

selectividad envés de una producción simultánea.

Ilustración 2.12: Completación múltiples zonas


Entre las razones por las cuales se requiere la producción de varios yacimientos, utilizando

el mismo pozo, están las siguientes:

Tasas de producción más altas y menores tiempos de retorno del capital invertido. Al

existir en un yacimiento intervalos productores con diferentes índices de productividad, el

28

intervalo más débil producirá a una tasa más alta si se produce por separado que si se mezcla

con los intervalos de mayor productividad.

Separación de los tipos diferentes de yacimientos. Se considera indeseable mezclar la

producción de un yacimiento con empuje por agua con uno de empuje por gas disuelto.

Para tener un control apropiado del yacimiento. Esto puede ser importante tanto en las

operaciones de recuperación primarias como secundarias. En los yacimientos de empuje por

capas de gas o de empuje por agua con varios intervalos productores, una explotación apropiada

puede requerir que las diferentes zonas sean producidas a tasas controladas para recuperar la

máxima cantidad de petróleo. También puede ser ventajoso efectuar completaciones múltiples

en pozos claves, para observar el comportamiento del yacimiento. Por regulaciones

gubernamentales, necesidad de la historia exacta de cada yacimiento.

Resumiendo lo antes descrito podemos ver en la Figura 2.4 varias ventajas y desventajas de

un diseño de completación de fondo para la producción de múltiples zonas a través de una sola

sarta de tubería.

Figura 2.4: Ventajas y desventajas de la completación de múltiples zonas

Ventajas

Permite el control individual de cada zona para la respectiva fiscalización

por parte de la entidad Estatal del Ecuador.

Los componentes de la completación de fondo son totalmente

recuperables.

Las empaquetaduras hidráulicas (MRP) se pueden asentar después

que el cabezal se ha instalado.

Provisión para herramientas de registro por debajo de la empaquetadura inferior.

Camisas deslizantes por encima de la empaquetadura superior para

permitir circulación entre el anular y la tubería.

Desventajas

Restringe la producción a una sola zona a la vez.

Llimitada selección de materiales

Habilidad restringida para controlar esfuerzos de la tubería

29

Las completaciones múltiples son más costosas que las sencillas, y se incrementa el riesgo

de fallas de equipos y trabajos de pesca. En la Tabla 2.4 se describen las tres opciones de

completación básicas que consisten en varios tipos de arreglos de tubería-revestidor. Las cuales

deben ser seleccionadas siguiendo un adecuado análisis de las condiciones específicas del pozo

y requerimientos del cliente. Petromundo, (2016).

Tabla 2.4: Tipos de completaciones básicas de múltiples zonas

Opción 1 Producir las zonas secuencialmente a través de una sola tubería.

Opción 2 Producir varias zonas simultáneamente a través de múltiples

tuberías.

Opción 3 Producir varias zonas mezclando producción en una sola tubería.


2.2.2.3 Sistemas de producción

Para determinar la forma de producción del pozo se analizan varios factores como son

propiedades de la roca y fluidos dependiendo principalmente de la presión. A continuación se

describirán los tipos de completaciones.

a) Completaciones de flujo natural: Los pozos que tienen reservorios capaces de

producir sin asistencia de equipos de levantamiento son generalmente más económicos al

momento de su completación para arrancar con su producción como se muestra en la

Ilustración 2.13.

En general, los pozos de flujo natural requieren de componentes y equipos de fondo menos

complicados por eso su durabilidad en comparación con las completaciones para sistemas de

levantamiento artificial.

Se debe considerar que en la mayoría de casos, un pozo fluye naturalmente durante la fase

inicial de su vida y posteriormente requiere de la ayuda de sistemas artificiales de

levantamiento a medida que el yacimiento ha sido drenado. Tal consideración se debe revisar

al momento del diseño de completación para evitar gastos innecesarios e interrupción de

producción en el futuro. Completaciones de pozos, (2013).

30

Ilustración 2.13: Completación de pozo a flujo natural

Fuente: Completaciones de pozos

b) Completaciones con sistemas artificiales: Todos los pozos que cuentan con

completaciones que utilicen equipos como bombas o cualquier otro sistema artificial de

levantamiento requieren de la instalación de componentes de fondo especiales, estos son

operados eléctrica o mecánicamente y generalmente significa que la durabilidad y confiabilidad

de las completaciones son limitadas. También el mantenimiento o reparación será mayor en

comparación con aquellos pozos de flujo natural.

Los sistemas de producción por bombeo y levantamiento asistido más comunes y

actualmente en uso son los siguientes:

Levantamiento por Gas (Gas Lift).

Sistema Electrosumergible (Electric Submersible Pump).

Sistema Hidráulico: Bomba Jet Hidráulica (Hydraulic or Jet Pump) y Bomba de

Cavidad Progresiva (Progressive Cavity Pump, PCP).

Sistema mecánico.

En el presente trabajo se hace referencia al sistema de levantamiento asistido llamado

Bombeo electrosumergible (BES) por ser el más utilizado actualmente en los pozos petroleros

de la Región Amazónica del Ecuador. Schlumberger, (2003, págs. 7-14)

31

BOMBEO ELECTROSUMERGIBLE

El bombeo electrosumergible es un sistema de levantamiento artificial que consiste en

varias partes y equipos como muestra la Ilustración 2.14:

Ilustración 2.14: Bomba electrosumergible

Fuente: (Engineering, 2016 Julio)

Según Speedia Schlumberger, (2017) y Glossary Oilfield Schlumberger, (2017), “El

bombeo electrosumergible emplea la energía eléctrica convertida en energía mecánica y cuyos

requerimientos de potencia son suministrados por un motor eléctrico de inducción alimentado

desde la superficie a través de un cable de potencia para levantar la columna de fluido desde

una profundidad determinada hasta la superficie mediante la rotación centrifuga de la bomba

electrosumergible (BES). Son bombas centrífugas multietapas. Cada etapa consiste en un

impulsor rotatorio y un difusor estacionario los cuales imparten un movimiento rotacional al

líquido descargándolo a una determinada presión y están diseñados para manejar eficazmente

las tasas de producción de 200 a 95.000 bbl/d con presiones de hasta 6.000 psi”.

32

Este sistema puede utilizarse para la producción de fluidos de viscosidad y temperatura

alta porque el sistema de levantamiento artificial tiene como principio transferir energía hacia

el pozo disminuyendo la densidad del fluido. Esto ocasiona la reducción de la presión

hidrostática sobre las formaciones de manera que fluyan así los líquidos.

Con un sistema (BES) desde un inicio eficaz y eficiente se cumplirán los siguientes

objetivos: maximizar la producción, aumentar la vida útil del sistema y reducir los costos de

intervenciones de reacondicionamiento durante el ciclo de vida del pozo.

No sólo el trabajo en fondo es primordial sino se debe combinar un buen sistema de

superficie como es el variador de velocidad (VSD) con un adecuado diseño y funcionamiento

del sistema eléctrico y el continuo monitoreo a lo largo de todo el ciclo de vida del pozo a

tiempo real.

A continuación en la Figura 2.5 se resume las ventajas y desventajas de este tipo de

levantamiento artificial.

Figura 2.5: Ventajas y desventajas del Bombeo Electrosumergible

Fuente: Producción simultanea de petróleo de dos arenas diferentes mediante completaciones dobles

concéntricas en el Bloque 15. Autor: (Ruiz, 2007, pág. 29):

VENTAJAS

• Levantamiento de volúmenes altos sin dificultad y a bajo costo.

• Elevado aporte de energía al fluido.

• Presenta una alta eficiencia (70%).

• El sistema no se ve afectado por la desviación del pozo.

• Sistema fácil de controlar.

• No ocupa grandes espacios en superficie y es aplicable a plataformas costa afuera.

• Permite una fácil aplicación de tratamientos contra la corrosión e inhibidores de escamas.

• Disponibilidad de unidades de diversas eficiencias.

DESVENTAJAS

• Tolerancia limitada a la arena.

• Baja tolerancia a las altas relaciones Gas-liquido porque con el 10% de gas libre se puede bloquear la bomba requiriendo la instalación de un separador de gas.

• Se requiere de taladro en caso de falla.

• Posibles fallas eléctricas, principalmente asociadas al cable.

• Poco práctico en pozos someros.

• Las unidades son costosas, para ser remplazadas a medida que el yacimiento declina.

• Presenta cierto grado de limitación por profundidad, debido a costos de cable y capacidad de la bomba.

33

En conclusión para optimizar la producción en los pozos, las compañías operadoras a través

de los departamentos de optimización de producción, buscan las diferentes alternativas posibles

y actualmente se consideran 2 opciones:

Cambiar el sistema de levantamiento artificial existente.

Optimizar el sistema en uso.

2.3 Componentes básicos de una completación

Existen muchos tipos de componentes disponibles y cada uno es específico debido a su

función o variaciones dimensiónales y se los describirá en la siguiente Tabla 2.5, la cual

recopila información de Schlumberger, (2003, págs. 38-100), Quiroga, (1988, págs. 65-160) y

Hughes, (2017):

Tabla 2.5: Componentes básicos de una completación

NOMBRE ILUSTRACIÓN DESCRIPCIÓN

Nipple

Ilustración 2.15: Diagrama de un

Nipple

Un nipple, Ilustración 2.15, sirve para

asentar o anclar algún otro accesorio

requerido en el pozo. Tienen una

pequeña restricción pulida en su ID

para evitar que las herramientas se

pasen por debajo de él y permiten que

otro accesorio selle dentro de él.

Nipple

No-Go Tipo R

Ilustración 2.16: Standing valve

asentada en un Nipple No-Go tipo R

Un nipple No-Go tipo R, Ilustración

2.16, tiene un perfil para alojar

accesorios dentro de él y un ID

restringido o llamado asiento no-go en

la parte superior. En la mayoría de los

casos se asienta una standing valve.

34

Nipple

No-Go Tipo F

Ilustración 2.17: Standing valve

asentada en un Nipple tipo F

Un nipple No-Go tipo F, Ilustración

2.17, tiene un perfil para alojar

accesorios dentro de él y un ID

restringido o llamado asiento No-Go en

la parte inferior. En la mayoría de los

casos se asienta una standing valve.

Válvula

estacionaria

(Standing

valve)

Ilustración 2.18: Válvula

estacionaria

Una standing valve, Ilustración 2.18,

funciona como una válvula “check”

porque permite el flujo en una sola

dirección y se asienta en el nipple tipo

No-Go. Una vez anclada, permite que

el fluido entre libremente en la tubería

desde abajo, mientras que la presión

aplicada por encima aprisiona la bola

contra el asiento de sello. Es

imprescindible ecualizar las presiones

antes de recuperarla para evitar que los

diferenciales de presión la traben y

quede atascada en fondo.

Las aplicaciones de las válvulas son,

entre otras, las pruebas de la sarta de

tubería de producción, la colocación de

empaquetadura de asentamiento

hidráulico (más adelante será descrita)

u otras aplicaciones en las que es

conveniente mantener el fluido en la

sarta de tubería de producción.

35

Camisa de

deslizamiento

(Sliding

sleeves)

Ilustración 2.19: Camisa de

deslizamiento

La instalación de camisas tienen como

objetivos la: producción/ inyección/

circulación/ aislamiento.

Sus aplicaciones son: Igualación entre

la presión de la formación aislada y la

sarta de tubería, punto acidificante y

fracturado, matado de un pozo.

Dirigir el flujo del casing al tubing en

completaciones alternativas o

selectivas. Una camisa de

deslizamiento, Ilustración 2.19, está

provista de un sistema de orificios que

pueden abrirse o cerrarse con un

componente deslizante que es

controlado y operado generalmente con

una sarta de herramientas operadas con

línea de acero.

X-Over

Ilustración 2.20: X-Over pin x pin

Un X-Over, Ilustración 2.20, es un

componente de longitud corta utilizado

para permitir la conexión de dos

componentes con diferentes tipos de

rosca o tamaños.

Tipo pin x pin: tiene en cada extremo

una rosca externa que ingresa a otro

accesorio para conectarse.

36

Ilustración 2.21: X-Over box x box

Ilustración 2.22: X-Over box x pin

Un X-Over Tipo box x box, Ilustración

2.21, cuenta en cada extremo con una

rosca interna para que otro accesorio

ingrese y se conecte.

Un X-Over Tipo box x pin, Ilustración

2.22, cuenta en un extremo con una

rosca externa para ingresar en otro

accesorio y conectarse y en el otro

extremo tiene una rosca interna para

que ingrese y se conecte con otro

accesorio.

Mule shoe -

“pata de

mula”

Ilustración 2.23: Mule shoe

Una mule shoe, Ilustración 2.23, es un

tubo de fondo, corto en longitud y se lo

fija en el extremo de la sarta de

componentes de completación.

Principalmente se lo utiliza para

deshacerse de arena, barro y otros

depósitos en el pozo es decir funciona

como un dispositivo de limpieza.cuenta

con un ángulo de 45 grados que hace

fácil realizar la acción de lavado.

37

Colgadores de

herramientas

de registro

Ilustración 2.24: Colgadores de

herramientas de registro

Un colgador de herramientas de

registro, Ilustración 2.24, proporciona

seguridad a las herramientas de cable

puedan volver a entrar en la sarta de

tubería sin colgar.

Juntas de

seguridad

Ilustración 2.25: Junta de seguridad

Una junta de seguridad, Ilustración

2.25, puede variar en longitud desde 18

a 35 ft. Es generalmente instalada por

encima de las empaquetaduras con el

propósito de aportar en las operaciones

de pesca si la empaquetadura se atasca.

La junta es muy resistente y puede

dividirse en dos partes al momento de

ser recuperada con martillos hasta

lograr recuperar la empaquetadura. Las

juntas de seguridad pueden ser

diseñadas en diferentes modelos

dependiendo de su modo de

recuperacion: tensión (halar) o rotación

hasta romperla.

Fuente: Cada componente ha sido descrito con su respectiva imagen para mayor comprensión. Fuente (Schlumberger, 2003, págs. 38-100), (Quiroga, 1988, págs. 65-160) y (Hughes, 2017)

38

2.4 Empaquetadura para una completación de fondo

Las empaquetaduras o empacaduras son conocidas como -packers- (por su traducción al

inglés) y es un componente importante para la completación de un pozo. Los tipos de packers

varían de acuerdo a las condiciones específicas del reservorio y los fluidos presentes en el

mismo. Dependiendo del número de zonas de interés las completaciones son configuradas con

sartas sencillas, duales o triples.

Tienen varias funciones, sin embargo, su principal función es la de proveer la forma de

sellar el espacio tubular del espacio anular. Este sello crea una barrera duradera y compatible

con los fluidos y gases de yacimiento al igual que los del casing pero al mismo tiempo tienen

que permitir un flujo eficiente (de producción o inyección) de la formación a la tubería o tubería

de producción. Schlumberger, (2003, págs. 48-59), divide a las empaquetaduras de acuerdo a

su uso en las siguientes categorías:

a) Control de la seguridad de la formación: La presencia de fluidos y gas a altas

presiones es frecuente en algunas formaciones por la calidad del fluido en la completación, una

empaquetadura provee ese aislamiento efectivo.

b) Separación de zonas: Completaciones de múltiples zonas, las empaquetadura son

generalmente necesarias para separar las zonas productoras por las siguientes razones:

Legales: Debido a regulaciones Gubernamentales se debe monitorear la producción de flujo

permitida de cada yacimiento por eso frecuentemente se debe aislar cada zona productora.

Control de los fluidos de formación: Para prevenir la mezcla de fluidos (gas, petróleo y agua)

por las diferentes presiones que las diferentes zonas de interés de un pozo pueden presentar.

Existen varios tipos de empaquetadura, se clasifican de la siguiente manera:

Empaquetaduras Recuperables de asentamiento Mecánico.

Empaquetaduras Recuperables de asentamiento Hidráulico.

Empaquetaduras Permanentes con área interna pulida para sellos.

Empaquetaduras Recuperables con área interna pulida para sellos.

Los datos dimensionales más críticos son:

1) Fuerzas Tubulares: Es importante determinar los niveles de esfuerzos a los que la

tubería y los componentes de una completación de fondo estarán expuestos durante su

ensamblaje e instalación simulando las mejores y peores condiciones. Los cambios oportunos

39

en valores de fuerzas y longitudes evitarán fallas prematuras y operaciones de

reacondicionamiento costosas a futuro, siempre y cuando se hayan tomado en consideración:

Temperatura

Presión

Peso

Características de los fluidos

Fricción

Condiciones propias de fondo

2) Longitud: Uno de los aspectos más importantes cuando se evalúa la instalación de una

completación de fondo con algún tipo de empaquetadura es determinar los cambios de

longitudes debido a la variación de presiones y temperaturas. Cuando se ha realizado un

correcto cálculo de las longitudes para el diseño de una completación se cubren los siguientes

puntos:

Proceso de selección de la empaquetadura

Proveer si ocurrirán daños en la tubería

Determinar el espaciado apropiado de la empaquetadura y

Selección correcta de partes, piezas y equipos.

En este estudio se hizo referencia a un tipo específico de empaquetadura por ser la de mayor

demanda en los Campos petroleros de la Región Amazónica del Ecuador y se describe a

continuación:

2.4.1 Empaquetadura Modular Recuperable

La empaquetadura modular recuperable (MRP por su traducción al inglés -Modular

Retrievable Packer-), se utiliza en pozos verticales y desviados. Son de asentamiento hidráulico

y se liberan sin manipulación mecánica de la tubería. Después que la empaquetadura se

posiciona en profundidad, se aplica presión hidráulica por medio del fluido en la tubería para

sentarla. Una vez asentada, la empaquetadura se bloquea en posición de asentamiento y los

mecanismos de recuperación se activan generalmente con sólo tensionar la tubería para

desanclar el empaque Schlumberger, (2014, págs. 1-2). Para mayor información ver Anexo 4.

40

APLICACIONES

Las empaquetaduras hidráulicas recuperables, son recomendadas para las siguientes

aplicaciones en condiciones generales:

Aislar zonas para la producción de un pozo

Pozos pocos profundos a medianas profundidades (4000-10000 ft)

Presiones bajas hasta moderadas (1000 a 5000 psi)

Completaciones con múltiples zonas de interés

Completaciones duales

Completaciones selectivas con múltiples empaquetadura

CARACTERÍSTICAS

Entre las principales características del (MRP) están:

Como empaquetadura de producción es de un sólo conducto.

Es una opción económica.

Es un conjunto hidráulico recuperable.

Diseñado y probado de acuerdo a la norma ISO 14310 V3 que se refiere a la

clasificación y estandarización de empaquetadura.

Capacidad de prueba de presión del sistema determinada por las condiciones del pozo

y superficie.

Su nombre modular hace referencia a su configuración de 3 módulos al interior de la

empaquetadura:

Módulo Inferior = Pines de bronce

Módulo Intermedio = Pines de bronce

Módulo Superior = Pines de acero

No provocar tensionamiento durante la corrida del (MRP) porque se provocaría su

asentamiento.

El conjunto de gomas de la empaquetadura son:

Goma Superior = Mayor dureza

Goma Intermedia = Menor dureza

Goma Inferior = Mayor dureza

Acumulación mínima de escombros por encima de las cuñas.

Deslizantes situados debajo del elemento de sellado.

Sistema de ecualización de presiones por encima del elemento.

41

REQUISITOS DE SEGURIDAD INDUSTRIAL

Para realizar operaciones de asentamiento y liberación de empaquetadura se deben

cumplir con los siguientes requisitos:

Conocimiento del Estándar QHSE-S017 (Anexo 1), creado por la Compañía

Schlumberger que hace referencia a la Prevención de lesiones.

Asegurarse de que los certificados médicos personales y de seguridad sean los

adecuados y estén vigentes para la región y sitio específico de trabajo.

Siempre asegurarse que exista un permiso de trabajo apropiado y válido acorde a la

operación a realizar.

Familiarizarse a su llegada con el sitio y las condiciones del pozo.

Llamar a reuniones de pre-trabajo para hacer un análisis de riesgos y conversar sobre

las medidas de seguridad en el trabajo.

Asegurarse de tener conocimiento de los procedimientos de respuesta a emergencias en

el pozo y seguir las instrucciones de las personas responsables del sitio.

Usar equipo de protección personal (EPP), siguiendo el Estándar QHSE-S003

(Anexo 1), en el cual se especifica por áreas de trabajo y tipo de actividad el equipo mínimo a

utilizar, se debe incluir overol, casco, gafas, zapatos con punta de acero y guantes de alto

impacto.

Siempre conducir de una manera segura y profesional.

Manejar todas las grúas y montacargas según el Estándar QHSE-S013 (Anexo 1),

referente al Levantamiento mecánico, en general se indica las reglas a seguir, ser un operador

certificado para grúas y montacargas y siempre desalojar al personal del área durante toda

operación que implique el levantamiento de herramientas, equipos, etc.

Estar alerta de su entorno en todo momento. Si se identifican situaciones peligrosas u

otras operaciones que no sean las normales, intervenir y dar aviso a los responsables para tomar

las medidas correctivas. Si es necesario detener la operación.

PROCESO DE INSTALACIÓN Y RECUPERACIÓN DE UN (MRP)

Durante la operación de asentamiento, se bloquea temporalmente por debajo de la tubería,

para permitir que se pueda aplicar presión a los mecanismos de asentamiento. Una vez que los

pines calibrados se han fracturado, las cuñas de la empaquetadura salen hacia afuera y se

adhieren a las paredes de casing y a la vez los elementos crean una especie de candado que

42

bloquean las cuñas y las gomas en la posición asentada. Durante el asentamiento, la tubería se

bloquea con alguno de los métodos siguientes:

Tapones Positivos

Tapones que abren con presión

Tapones que se expulsan con presión

Standing valve (la más utilizada)

La Tabla 2.6 describe la técnica de instalación y la Tabla 2.7 describe la técnica de

recuperación del (MRP), haciendo uso de imágenes del video de entrenamiento de

Schlumberger, (2003) del segmento (CPS) y el Manual operacional del (MRP) de Virost, 2010,

(September, págs. 19-35).

43

Gomas

Cuñas

Tabla 2.6: Técnica de instalación del (MRP)

ILUSTRACIÓN DESCRIPCIÓN

Paso N°1

Ilustración 2.26: Diagrama externo de un (MRP)

Bajar el (MRP) completamente ensamblado

y colocarlo a la profundidad deseada.

Paso N°2

Ilustración 2.27: Diagrama interno de un (MRP)

Se inicia con el aumento de presión por

medio de fluido de completación que ingresa

al interior de la empaquetadura. Para iniciar

con el proceso de asentamiento se debe llegar

al valor de cizalladura de los pines.

Gomas

Fluido

44

Paso N°3

Ilustración 2.28: Diagrama interno del Módulo Intermedio del (MRP)

Primero se produce la ruptura del Módulo

Intermedio donde se encuentran una cantidad

de pines de bronce de acuerdo al diseño

provocando el deslizamiento de los pistones

para movilizar las cuñas.

Paso N°4

Ilustración 2.29: Anclaje de las cuñas durante el asentamiento del (MRP)

Las cuñas quedan ancladas completamente a

la tubería y se rompen los pines del Módulo

Inferior.

Cuñas

45

Paso N°5

Ilustración 2.30: Diagrama interno del Módulo Superior del (MRP)

Continúa con el deslizamiento de un mandril

una parte hacia arriba y otra hacia abajo

ocasionando el rompimiento de los pines del

Módulo Superior.

Paso N°6

Ilustración 2.31: Compresión de las gomas durante el asentamiento del (MRP)

Se provoca la deformación de las gomas de la

empaquetadura que empiezan a expandirse

hacia los lados. Las gomas generan el sello

que deseamos para aislar la zona

seleccionada por el diseño de la

completación. Es decir que se ha cumpliendo

el objetivo de dejar asentada la

empaquetadura modular recuperable MRP.

Pines

Gomas

Gomas

46

Tabla 2.7: Técnica de recuperación del (MRP)

ILUSTRACIÓN DESCRIPCIÓN

Paso N°1

Ilustración 2.32: Diagrama interno de la liberación de un (MRP)

Aplicar tensión es decir un tirón hacia arriba

en la sarta de completación.

Paso N°2

Ilustración 2.33: Diagrama interno de la liberación por tensión del (MRP)

Debe exceder el valor de cizalladura de los

pines que son específicamente de liberación

de la empaquetadura de acuerdo al diseño.

Gomas Cuñas

47

Paso N°3

Ilustración 2.34: Expansión de las gomas durante la recuperación del (MRP)

Al empezar el deslizamiento se produce el

encogimiento de las gomas que sellan la

tubería.

Paso N°4

Ilustración 2.35: Liberación de las cuñas durante la recuperación del (MRP)

Al continuar el deslizamiento se vuelven a

colocar las cuñas dentro de la empaquetadura

que se encontraban ancladas con la tubería.

48

Paso N°5

Ilustración 2.36: Recuperación del (MRP)

Se continúa con el tensionamiento hasta sacar

completamente la empaquetadura a

superficie.

Fuente: Video de entrenamiento de asentamiento y liberación de un (MRP) de Schlumberger

49

2.5 Herramienta “Y-Tool”

El énfasis en la reducción de los costos operativos optimizando recursos como el tiempo,

se diseñó un nuevo sistema como muestra la Ilustración 2.37 para el cambio de bombas electro

sumergible (BES) a menor tiempo. Es un método alternativo que emplea un conjunto

combinado de una herramienta en forma de Y, conocida como “Y-Tool”, Ilustración 2.38, con

la (BES) anclada, está herramienta es transportada con tubería y puede ahorrar

aproximadamente 24 horas en tiempo, relacionada con otros métodos convencionales. El

sistema también se puede utilizar para la completación de pozos nuevos donde se requiere una

(BES) desde el inicio del proceso. Para mayor información ver Anexo 5, Schlumberger, (2008).

Ilustración 2.37: Diagrama de “Y-Tool” para sistema de Bombeo Electrosumergible

Ilustración 2.38: Fotografía de “Y-Tool” en el taller del segmento (CPS)

Fuente: Paper Y-Tool & Bypass de Schlumberger

50

2.6 Compañía Schlumberger

Schlumberger, con casi 90 años desde su fundación, cuenta con innovaciones tecnológicas

y una gama completa de productos y servicios para la caracterización de yacimientos,

perforación, producción y procesamiento para la industria de petróleo y gas, es decir, desde la

exploración hasta la producción y soluciones integradas de yacimiento a tubería ayudándoles

a incrementar su producción recuperando al máximo los recursos no renovables de manera

eficiente y con menor impacto ambiental- Los servicios y soluciones de tecnología se

desarrollan en tiempo real permitiendo a los clientes interpretar los datos adquiridos e

información para luego transformarla en conocimiento útil para la toma de decisiones, en

cualquier momento y en cualquier lugar. Schlumberger, (2017).

Schlumberger Oilfield Services está comprometida con proveer: soluciones ajustadas a las

necesidades del cliente, alcanzando siempre la excelencia en entrega de servicios con un valor

agregado para el cliente.

Su primer trabajo en el Ecuador, consistió en la corrida de un registro eléctrico en el año

de 1934, en un pozo ubicado en la ahora llamada provincia de Santa Elena. Desde ahí se ha

extendido a lo largo y ancho del territorio ecuatoriano de Costa a Oriente para proveer de todos

los servicios relacionados con la industria de petróleo y gas. Actualmente la compañía trabaja

en más de 85 países, empleando a aproximadamente 120.000 personas que representan más de

140 nacionalidades. Su estructura depende de las operaciones realizadas en cada país, en la

Tabla 2.8, se describen brevemente los segmentos que tiene Schlumberger en el Ecuador:

Tabla 2.8: Segmentos de la compañía Schlumberger en el Ecuador

ALS

Servicios de reparación, ensamble, pruebas, instalación y soporte

técnico y profesional en sistemas de bombeo electrosumergible y

sistemas de bombeo horizontales para pozos petroleros.

TPS

Servicios de cañoneo con tubería, medición de flujo, determinación

de propiedades en superficie y fondo, evaluación de fondo de

yacimientos y venta de medidores multifásicos.

WL

Servicios de muestreo y evaluación de formaciones, cañoneo con

cable, integridad de pozos y evaluaciones de producción relacionadas

a la industria petrolera.

51

CPS

Servicios y productos para completación de pozos y control de arena

de pozos, servicios de diseño, venta e implementación de productos

para completaciones selectivas, duales e inteligentes, completaciones

para trabajos de fractura, recuperación de empaquetadura y

completaciones.

D&M Servicios de perforación de pozos verticales, direccionales y

horizontales y mediciones a tiempo real durante la perforación.

WS

Consiste en servicios y productos para cementaciones primarias y

remediales en pozos, estimulación de pozos (tratamientos matriciales

y fracturamientos) e intervención de pozos con tubería flexible.

SIS

Consiste en proveer soluciones de negocio integradas, que incluyen

aplicaciones técnicas en el área de geología, geofísica, exploración,

explotación y producción de hidrocarburos, simulación numérica de

yacimientos, economía y otras relacionadas con el sector petrolero.

Análisis y evaluación de geomecánica, programas de calificación de

competencias técnicas y de entrenamiento técnico especializado.

Soluciones con productos y servicios de manejo de información,

como Bancos de información petrolera, centros corporativos de

administración de datos y otros.

También servicios de infraestructura enfocados a soluciones de

comunicaciones, seguridad física y lógica, soporte a la plataforma de

aplicaciones técnicas y administración en sitios de la infraestructura

de Tecnología de la información y finalmente, servicios de

consultoría técnica.

BDT

Suministro de brocas de perforación en calidad de venta y/o renta

para empresas del sector hidrocarburífero, servicio técnico,

postventa, análisis de optimización de brocas, soporte de ingeniería

(planeación y ejecución).

M-I SWACO

Servicios de: Environmental Solutions -ES- que son servicios de

manejo de desechos de perforación que involucran la planeación e

implementación de programas para el manejo de desechos de sólidos

y aguas industriales de los pozos.

Drilling Solutions -DS- consiste en el servicio de fluidos de

perforación que involucra la planeación e implementación de

programas en pozos de perforación.

Wellbore Productivity –WP- se encarga de las herramientas

especiales, equipos de filtración y fluidos específicos para la

perforación de las zonas productoras al igual que en la completación

de pozos.

También involucra la planeación e implementación de programas de

limpieza mecánica y química de los pozos.

OFS Para OFS el alcance consiste en actividades administrativas que

comprenden: Finanzas, Personal, HSE, Marketing, Legal e IT.

Fuente: Sistema de Gestión de la Compañía Schlumberger

52

Entre ellos se encuentra el segmento de completación de pozos (CPS), el cual es el

escenario del presente estudio. Jaggi, (2017), Presidente del segmento indica que “Para cumplir

con los objetivos de producción y necesidades de las operadoras de petróleo y gas de todo el

mundo, el segmento de Completions ofrece una gama completa de tecnologías y servicios de

completación de gran valor en diseño, despliegue de equipos y optimización de pozos”.

Específicamente el segmento (CPS) en el Ecuador, cuenta con un taller en la Base principal

de Schlumberger ubicada en la ciudad de El Coca en la Región Amazónica. El cual es destinado

para el ensamblaje, mantenimiento y envío de todas las herramientas hacia las diferentes

locaciones de los clientes que son las empresas operadoras de los campos ecuatorianos de

petróleo y gas.

La correcta planificación y el promover los resultados de los servicios en cada fase evitan

que la oferta se reduzca a una simple lista de herramientas. El segmento se fundamenta en tres

importantes pilares:

OPERACIONES: Minimizar los riesgos con instalaciones eficientes y fiables.

PRODUCCIÓN: Garantizar la producción con óptimas completaciones.

RECUPERACIÓN: Maximizar la recuperación con tecnologías avanzadas.

Concluyendo que riesgos más bajos, producción óptima y máxima recuperación son

condiciones que busca el cliente al momento de escoger un servicio, por eso (CPS) se ha

propuesto a trabajar en ellas y hacerles su fuerte al momento de presentar las cualidades y

eficiencia de su trabajo para generar la confianza y aceptación por parte del cliente.

2.7 Sistema de gestión de Schlumberger Limited

Las empresas actualmente utilizan una diversidad de recursos para enriquecer su sistema

de gestión como son: normas internacionales, políticas, estándares, procedimientos y demás

documentos legales para el seguimiento y control de las operaciones diarias del negocio. La

tecnología va avanzando y con ello los sistemas de información cada vez son más sofisticados

comprendiendo desde la recepción hasta la interpretación de datos que ayudan a optimizar

tiempo en las actividades relacionadas con la gestión.

53

Un sistema de gestión se convierte en una de las herramientas administrativas de uso

moderno que son implementadas en las organizaciones, compañías, negocios que buscan

permanentemente la productividad y el crecimiento. Las mejores empresas no se limitan

únicamente con el cumplimiento como parte de su estrategia competitiva. El análisis de riesgos

se está convirtiendo en el núcleo del negocio es decir es la pieza clave para mantenerse a la

vanguardia del juego porque continuamente se van presentando, cambios, propuestas y mejoras

en los procesos alimentando la eficiencia del sistema de gestión. Para conseguir mantenerse en

el mercado de forma competitiva se debe desarrollar continuamente programas de mejora

porque entre los factores críticos de las empresas tenemos: personas, sistemas, procesos,

productos y servicios. Camisón, (2006, pág. 77).

El sistema de gestión de la compañía de servicios petroleros Schlumberger Limited tiene

una estructura orientada a la mejora continua para alcanzar la satisfacción de todo cliente, por

medio del cumplimiento de políticas, estándares (Anexo 1), objetivos impuestos a cada país

donde la compañía presenta operaciones. Es indispensable un análisis de riesgos adecuado para

determinar medidas de prevención de seguridad industrial.

Un correcto control con un enfoque en asuntos de seguridad, salud ocupacional y ambiente.

Por tal motivo existe una función dentro de la organización de la compañía llamada (HSE)

(nombrado en adelante por su traducción al inglés -Health, Safety & Environment-). La misma

que se rige a normas internacionales como por ejemplo: La ISO 9001:2015 de la Organización

Internacional de Normalización (ISO por su traducción al inglés -International Organization

for Standardization-), que engloba el desarrollo de sistemas de gestión de calidad del servicio

(SQ) (nombrado en adelante por su traducción al inglés -Service Quality-) con un enfoque

además del cliente y el servicio con el liderazgo, participación personal, procesos sistemáticos

y mejora continua. Secretaria Central ISO, (2015, pág. 8).

También la OHSAS 18001:2015 del Sistema de Gestión de Seguridad y Salud Ocupacional

(OHSAS por su traducción al inglés -Occupational Health and Safety Assessment Series-)

porque la correcta y eficaz gestión de los riesgos y de la salud de sus trabajadores permite a las

empresas alcanzar una serie de beneficios fundamentales para aumentar su productividad y

mejorar su imagen tanto interna (entre los propios trabajadores, proveedores y otros grupos de

interés) como externa (clientes potenciales y reales y la sociedad en su conjunto). OHSAS

18001, (2015, pág. 3).

54

Finalmente la norma ISO 14001:2015 que proporciona a las organizaciones un marco para

proteger el medio ambiente y responder a las condiciones ambientales cambiantes, siempre

guardando el equilibrio con las necesidades socioeconómicas. Se especifican todos los

requisitos para establecer un sistema de gestión ambiental eficiente, que permita a la empresa

conseguir los resultados deseados. ISO 14001, (2015, pág. 2).

Con todos lo mencionado anteriormente el sistema de gestión de la compañía Schlumberger

está comprendido por ocho pilares que se los ha resumido en la Figura 2.6. HSE-OFS-

ECUADOR, (2015, págs. 3-4):

SISTEMA DE GESTIÓN

Figura 2.6: Sistema de Gestión de Schlumberger Limited

Fuente: Manual de Calidad de la Compañía Schlumberger Limited

1. Compromiso, Liderazgo

y Responsabilidad

2. Políticas y Objetivos

3. Organización y Recursos

4. Manejo de Contratistas y

Proveedores

5. Manejo de Riesgos

6. Procesos del Negocio

7. Monitoreo y Mejoramiento

del Desempeño

8. Auditorias y Revisiones

Estadística, investigación/reporte de eventos,

inspecciones, sugerencias de calidad,

reconocimientos, registros de reuniones y

mantenimiento de los Registros

Auditorias e inspecciones, instrumentos de

evaluación del cumplimiento, Revisiones por parte de

la gerencia.

Registros de los simulacros de respuesta de

emergencia.

Identificación de peligros, evaluación de riesgos de

los eventos, procesos de excepción

Inspecciones/auditorías de contratistas, reportes de

las reuniones con contratistas o de eventos

relacionados con contratistas.

Instrumentos de manejo y control de los

entrenamientos y certificaciones, funciones de

comunicación, reportes de reuniones, soporte de los

estándares.

Seguimiento del desempeño anual realizando la

comparación con los objetivos impuestos por cada

país.

Liderazgo gerencial mediante el uso de la plataforma

QUEST, cuestionarios, reporte de observaciones e

intervenciones e informes de visitas de campo.

55

Por ser un sistema integrado de gestión, el alcance del sistema de gestión incluye las

actividades propias de la empresa, subcontratistas y visitantes en la medida de que sean

aplicables sin ninguna exclusión en relación a salud, seguridad, ambiente y calidad. Todas las

actividades deben ser monitoreadas, controladas y evaluadas de forma periódica. El sistema de

gestión de la compañía cubre específicamente en el Ecuador las siguientes locaciones:

Oficina Administrativas (Ciudad de Quito)

Bases de Operaciones (Ciudad El Coca)

Base de Operaciones (Ciudad Lago Agrio)

Recursos del sistema de gestión

Como recursos del sistema de gestión se han elaborado varios documentos para dar

seguimiento a los puntos críticos de las operaciones y servicios como son: manuales, permisos

y certificados de trabajo, señalizaciones, checklist, entre otros donde se definen las

interacciones y secuencias de cada etapa del trabajo a ejecutar. Así mismo se programan

entrenamientos, campañas, inspecciones, auditorías internas y externas. Por otra lado entre los

recursos se incluyen las redes informáticas internas como son: In Touch (Base de datos de

conocimiento), The Hub (Portal principal de Schlumberger); que son las fuentes de

información de todo lo relacionado con la compañía y una plataforma web llamada QUEST.

QUEST, fue iniciada en 1999 como instrumento único de captación, reporte y análisis

estadístico de datos de (HSE) y (SQ). Es una solución basada en la web para permitir una

consolidación en tiempo real de varios registros porque facilita la carga, almacenamiento,

seguimiento e interpretación de datos para el continuo monitoreo local o remoto de su

implementación y desempeño. Es de acceso seguro por parte de todo el personal (empleados y

contratistas aprobados), con diferentes perfiles de usuario porque su objetivo es el

mejoramiento continuo de cada proceso (más eficiente y efectivo). Los datos de aquella

plataforma se transforman en importantes indicadores que ayudan al proceso de evaluación que

son fundamentales para Schlumberger para su certificación, aprobación y postulación legal

para competir en el mercado como una de las mayores prestadoras de servicios petroleros a

nivel mundial. HSE-OFS-ECUADOR, (2015, págs. 5-8).

56

2.7.1 Cliente

“Cliente es la persona, empresa u organización que adquiere o realiza una compra de forma

voluntaria de productos o servicios que necesita o desea para sí mismo, para otra persona o

para una empresa u organización; por lo cual, es el motivo principal por el que se crea,

producen, fabrican y comercializan productos y servicios. Resulta la parte de la población más

importante de la compañía”. Pujol, (1999, pág. 54)

En este punto, teniendo en cuenta y ampliando lo anterior, los diseños y las configuraciones

del sistema de completación de un pozo deben siempre cumplir con todos los requerimientos

y sobrepasar las expectativas del cliente. En muchos casos, estos requerimientos no están

directamente relacionados al yacimiento, al pozo o a la locación (factores técnicos) sino a un

ahorro de tiempo y dinero. Por estos motivos se han determinado los siguientes aspectos a

considerar al ofertar un servicio a un cliente. Schlumberger, (2003, págs. 11-12):

Reserva existente en bodega de almacenamiento.

Compatibilidad con componentes de fondo y de cabezales.

Familiaridad con el cliente y su aceptación.

Confiabilidad y consecuencias de fallas.

Costos (incluyendo componentes de la completación y costos de instalación).

Costos operacionales (incluyendo servicios y mantenimientos rutinarios).

Los costos de servicio, de reemplazo, de remoción y de instalación son significativos sin

contar con requerimientos especiales de completación pero este gasto es relativamente

insignificante cuando se compara con el valor a obtener por el incremento de producción. Se

debe tener un conocimiento rudimentario de los factores económicos siendo beneficioso para

la toma de decisiones.

Fuerzas de mercadeo (incluyendo fluctuaciones por estaciones y deslizamientos de

producción).

Impuestos.

Disponibilidad de inversiones.

Periodo deseado de retorno de la inversión.

Flujo de caja.

57

Existen también algunas regulaciones y requerimientos de seguridad aplicables a las

operaciones de la etapa de completación de un pozo que deben tomarse en cuenta durante todo

el proceso y son:

Estándares operacionales y de seguridad.

Provisión para las presiones del pozo y barreras de fluidos.

Especificaciones, reglamentos y recomendaciones.

Requerimiento de disposición de desechos.

Provisiones para emergencias y contingencias.

2.7.2 Impacto de completaciones de pozos no-optimizadas

El impacto económico de diseñar e instalar completaciones no optimizadas puede ser

significativo. Por eso la importancia de diseñar correctamente un sistema de completación

siguiendo los procesos de ingeniería de forma estricta es decir desde el análisis de las

propiedades petrofísicas (densidad del petróleo, gravedad del gas, viscosidad, relación gas-

petróleo y relación agua-petróleo) y químicas (composición del petróleo, asfáltenos, parafinas,

agentes corrosivos, componentes tóxicos, escama) del yacimiento hasta el estudio de la

construcción del pozo (tamaño del hoyo, profundidad, presión, temperatura, desviación,

estructura, daños de formación) y los mecanismos de producción (empuje de agua, gas disuelto,

capa de gas, inyección) para realizar una simulación de pre-completación con el diseño

preliminar y revisando las estrategias de la vida útil del pozo/campo se determinará el diseño

final de la completación de fondo.

Los retardos en los tiempos de inicio de las operaciones es un ejemplo de como una

completación no optimizada pueden afectar el logro de los objetivos al igual que aumenta la

probabilidad de ocurrencia de incidentes del personal o de calidad que afectan a la credibilidad

de CPS por ende de Schlumberger.

Sin embargo, se debe tomar en cuenta que se pueden presentar fallas o problemas grandes

en toda operación. Los requerimientos técnico-económicos debidamente justificados del

cliente (operadoras) siempre buscan la optimización de tiempo y costos en los componentes e

instalaciones del sistema de completación al igual que el pronto inicio de la producción del

pozo. Se debe considerar que una completación más costosa y compleja puede generar un

mayor retorno durante un período pero se trabajaría con un plazo de mayor tiempo.

58

CAPÍTULO III

DISEÑO METODOLÓGICO

3.1 Tipo de estudio

Este estudio es de tipo mixto porque combina investigación analítica, descriptiva y

transversal.

3.2 Universo y muestra

El universo está comprendido por los trabajos más críticos ejecutados por el segmento de

completaciones de pozos de la Compañía de servicios petroleros Schlumberger en el Ecuador

y son los siguientes:

1. Completaciones de fondo con (MRP).

2. Instalación de “Y-Tool”

3. Trabajos de fractura

4. QUANTUM Tipo III de 7, 7 5/8 x4

5. QUANTUM Rtool de 7, 7 5/8 x4

6. Completaciones duales

Se sistematizó los registros de los trabajos realizados desde el año 2014 al 2017 en la Tabla

3.9 para analizar la frecuencia con la que son ejecutados.

Tabla 3.9: Frecuencia de trabajos realizados en el segmento (CPS) en el Ecuador

TRABAJO NUMERO TOTAL

(2014-2017)

Completaciones de fondo con (MRP) 78

Instalación de “Y-Tool” 195

Trabajos de fractura 62

QUANTUM Tipo III de 7, 7 5/8 x4 10

QUANTUM Rtool de 7, 7 5/8 x4 9

Completaciones duales 14

Fuente: Registros de trabajos del segmento de completación de pozos de Schlumberger en el Ecuador

59

Se estableció que el presente estudio tomará como muestra los trabajos más frecuentes en

la Región Amazónica:

Completación selectiva con (MRP)

Instalación de “Y-Tool” para bombeo electrosumergible

Adicionalmente para contar con los datos, diagramas de diseño y parámetros necesarios

como son de reservorio y fluidos fue necesario buscar un pozo donde se hayan realizado los

dos trabajos. Se determinó que para el presente estudio se tomará como ejemplo el pozo EDYK-

000S1 del Campo Edén Yuturí, que ha solicitado la corrida de tres (MRP) y “Y-Tool” para 9-

5/8” en mes de Abril del 2017 para proceder con el desarrollo de los correspondientes

instructivos desde su ensamblaje hasta su implementación en campo.

3.3 Técnicas, instrumentos y fuentes de sistematización de datos

-Técnicas: Análisis bibliográfico, cualitativo, cuantitativo y operacional de datos y registros

de los trabajos ejecutados por el segmento de completaciones de pozos en los pozos del

Oriente ecuatoriano para describir y desarrollar la primera versión de los instructivos

estandarizados de cada trabajo con su respectivo sustento teórico y operacional respaldado con

fotografías y demás documentos.

- Instrumentos: documentos, investigaciones, registros de indicadores a nivel mundial,

Latinoamérica y Ecuador de servicios operacionales con (NPT) y costos a pagar a causa de

incidentes presentados, informes de trabajos ya concluidos e inconvenientes durante la

ejecución de los mismos. Análisis de riesgos y puntos más críticos de cada trabajo seleccionado

para el presente estudio.

- Fuentes: Biblioteca de la Facultad de Ingeniería de Geología, Minas, Petróleos y

Ambiental de la Universidad Central del Ecuador, Base de Datos de la Compañía de servicios

petroleros Schlumberger específicamente del segmento Completación de pozos al igual que

papers, revistas indexadas, bibliotecas virtuales como SPE-OnePetro.

Tomando como antecedente la información antes descrita en el ítem 2.2 que hacía

referencia al Sistema de gestión de Schlumberger Limited se describió a la plataforma de datos

llamada QUEST, de la cual se obtuvieron varios datos para iniciar con un análisis estadístico

de los registros de servicios operacionales con tiempo no productivo (NPT) con sus respectivos

60

costos, desde el año 2014 al 2017 a nivel mundial (MND), Latinoamérica (LAM) y Ecuador

(ECU) específicamente del Segmento (CPS).

Analizando las Tablas 3.10 y 3.11, se concluye que en el año 2014, 2015, 2016 y 2017 se

registraron 34, 19, 27, 3 servicios operacionales en el Ecuador con (NPT) que representan el

34.69%, 19.39%, 31.40% y el 33.33% respectivamente de los eventos con (NPT) a nivel del

área de Latinoamérica. Reflejando que en el año 2014 se presentaron más de éstos eventos.

Tabla 3.10: Número total de servicios operacionales con (NPT) en los años (2014-2015)

2014 2015

MES MND LAM ECU MND LAM ECU

Ene 469 5 3 344 6 1

Feb 410 12 5 365 4 2

Mar 414 9 3 389 9 2

Abr 404 4 0 383 12 0

May 532 10 4 395 13 1

Jun 496 8 2 376 10 1

Jul 497 5 0 381 8 3

Agos 534 9 2 298 10 2

Sep 438 6 4 330 9 2

Oct 477 10 5 338 11 3

Nov 486 13 5 271 4 2

Dic 386 7 1 272 2 0

TOTAL 5543 98 34 4142 98 19

PORCENTAJE (%) 100 34.69 100 19.39 Fuente: (QUEST, 2017)

Tabla 3.11: Número total de servicios operacionales con (NPT) en los años (2016-2017)

2016 2017

MES MND LAM ECU MND LAM ECU

Ene 361 9 2 247 4 2

Feb 342 8 1 225 2 0

Mar 353 14 5 330 3 1

Abr 286 8 7

May 212 9 6

Jun 217 14 1

Jul 177 7 3

Agst 158 5 2

Sep 174 8 0

Oct 211 3 0

Nov 217 0 0

Dic 300 1 0

TOTAL 3008 86 27 802 9 3

PORCENTAJE (%) 100 31.40 100 33.33 Fuente: (QUEST, 2017)

61

En el Gráfico 3.1, se compara gráficamente entre los valores de los servicios operacionales

con (NPT) del segmento (CPS) del Ecuador y los del área de Latinoamérica

Gráfico 3.1: Número total de servicios operacionales con (NPT) con (NCR)

Fuente: (QUEST, 2017)

Se seleccionaron los dos trabajos más frecuentes en la Región Amazónica del Ecuador que

son Completación selectiva con (MRP) e instalación de “Y-Tool” para bombeo

electrosumergible y se investigó cuántos de estos trabajos se sumaron al total del número de

servicios operacionales con (NPT) y (NCR) registrados en las Tablas 3.9 y 3.10.

Encontrando que en el año 2014, 2015, 2016, 2017 se presentaron en total 10, 7, 9, 3 que

representan el 23.26%, 11.86%, 15.25% y el 37.50% a nivel de los servicios operacionales con

(NPT) y (NCR) del área de Latinoamérica, respectivamente, cuyos datos se encuentran

detallados a continuación en la Tabla 3.12:

Tabla 3.12: Número de servicios operacionales con (NPT)

2014 2015 2016 2017

MES LAM ECU LAM ECU LAM ECU LAM ECU

Ene 1 0 1 0 4 1 4 1

Feb 8 4 4 2 4 0 4 2

Mar 3 0 3 0 9 1 0 0

Abr 3 1 10 0 6 3

May 4 0 7 0 3 1

Jun 5 0 8 0 9 1

Jul 0 0 5 1 5 1

Agst 4 0 6 2 4 1

98

34

98

19

86

27

9 3

0

10

20

30

40

50

60

70

80

90

100

LAM ECU LAM ECU LAM ECU LAM ECU

2014 2015 2016 2017

62

Sep 4 2 5 1 7 0

Oct 4 2 6 0 5 0

Nov 4 1 3 0 3 0

Dic 3 0 1 1 0 0

TOTAL 43 10 59 7 59 9 8 3

% 100 23.26 100 11.86 100 15.25 100 37.50 Fuente: (QUEST, 2017)

En el Gráfico 3.2, se gráfica el porcentaje que representa el número de servicios

operacionales totales con (NPT) y (NCR) relacionados con completaciones selectivas con

(MRP) e instalaciones de “Y-Tool” para bombeo electrosumergible del segmento (CPS) del

Ecuador respecto al área de Latinoamérica.

Gráfico 3.2: Porcentaje de servicios operacionales con (NPT)


El Segmento (CPS) a nivel mundial ha registrado un valor de $ 2 053.051.400 en pérdidas

económicas denominado “dinero rojo” como resultado de los servicios con (NPT). Este valor

es la adición entre el dinero compensado al cliente por los inconvenientes ocasionados (pérdida

de producción) y el dinero extra a invertir (pesca de herramientas, alquiler de equipos,

unidades. etc.) para poder culminar dicho trabajo.

En la Tabla 3.12, se registró desde el año 2014 al 2017, los valores de “dinero rojo” total

del segmento (CPS), a nivel mundial, Latinoamérica y Ecuador reflejando que la mayor pérdida

de dinero a nivel mundial fue en el año 2014 con un valor de $ 2 004.193.900 y le sigue el año

2015 con $ 38 783 300 y específicamente en el Ecuador fue también en el año 2014 con una

pérdida de $ 502.100 y en el 2016 con $ 213.200.

100

23,26

100

11,86

100

15,25

100

37,50

0

10

20

30

40

50

60

70

80

90

100


2014 2015 2016 2017

63

Tabla 3.13: Registro total de “dinero rojo” por servicios operacionales con (NPT)

MES 2014 2015 2016 2017


Ene 0 0 6.3 0 497.7 3 82 49

Feb 73.1 19.3 635.5 0 5059 0 47 0

Mar 662.3 0 4.4 0 1552.7 0.1 0 0

Abr 115.2 0 10171.7 0 92.7 92.7

May 192 0 85.5 0 242 0

Jun 19.9 0 13070.7 0 975.9 0.4

Jul 0 0 12678.2 1.5 14.4 12

Agos 2364 0 1137.1 40.3 106 105

Sep 2000494 334 888.6 0 379.7 0

Oct 176.3 123.8 104.2 0 219 0

Nov 69.2 25 1.1 0 0 0

Dic 27.9 0 0 0 0 0

$ 2,004,193.900 502.100 38,783.300 41.800 9,139.100 213.200 129.000 49.000


En la Tabla 3.14 se desglosaron los valores del dinero compensado al cliente por los

inconvenientes ocasionados durante el servicio solicitado desde el año 2014 hasta el 2017

reflejando que las mayores pérdidas a nivel mundial fueron en los años 2014 con

$ 2 003.872.600 y 2016 superando los 400.000 dólares y específicamente en el Ecuador las

mayores pérdidas fueron en el año 2014 con $ 280.300 y en el 2016 con $ 200.000.

Tabla 3.14: Dinero compensado por el Segmento de (CPS) al cliente

MES 2014 2015 2016 2017


Ene 0 0 6.3 0 465.5 3 81 49

Feb 70.8 18 0 0 5059 0 47 0

Mar 662.3 0 2 0 1552.5 0.1 0 0

Abr 115.2 0 10118.3 0 91.7 91.7

May 140 0 81.1 0 242 0

Jun 19.4 0 13049.1 0 753.7 0.2

Jul 0 0 12678 1.5 2.4 0

Agos 2344 0 1137.1 40.3 106 105

Sep 2000278.3 118.3 887.6 0 179.5 0

Oct 151.5 119 101 0 212 0

Nov 68.2 25 0.1 0 0 0

Dic 22.9 0 0 0 0 0

$ 2,003,872.600 280.300 38,060.600 41.800 8,664.300 200.000 128.000 49.000


64

En la Tabla 3.15 se registran valores del dinero extra que el segmento (CPS) invierte para

la culminación del servicio donde se suscitaron los inconvenientes. Estos registros son desde

el año 2014 hasta el 2017 reflejando que las mayores pérdidas a nivel mundial fueron en los

años 2015 con $ 722.700 y en el año 2016 con $ 474.800.

Tabla 3.15: Dinero extra del Segmento de (CPS)

MES 2014 2015 2016 2017


Ene 0 0 0 0 32.2 0 1 0

Feb 2.3 1.3 635.5 0 0 0 0 0

Mar 0 0 2.4 0 0.2 0 0 0

Abr 0 0 53.4 0 1 1

May 52 0 4.4 0 0 0

Jun 0.5 0 21.6 0 222.2 0.2

Jul 0 0 0.2 0 12 12

Agos 20 0 0 0 0 0

Sep 215.7 215.7 1 0 200.2 0

Oct 24.8 4.8 3.2 0 7 0

Nov 1 0 1 0 0 0

Dic 5 0 0 0 0 0

$ 321.300 221.800 722.700 0.000 474.800 13.200 1.000 0.000 Fuente: (QUEST, 2017)

Luego de analizar todos los valores obtenidos anteriormente se resumió en la Tabla 3.16

específicamente los valores que involucran al segmento (CPS) del Ecuador. Con estos valores

se confirmó la importancia de desarrollar un plan de mejora para reducir la posibilidad de

ocurrencia de inconvenientes que generan (NPT) y resulta en grandes pérdidas económicas.

Tabla 3.16: Registro de eventos con (NPT) y “dinero rojo” de CPS del Ecuador

CPS DEL ECUADOR

(Año 2014 hasta 2017)

Número de servicios con NPT con NCR 83

Número de incidentes con NCR por NPT 29

Registro total de “dinero rojo” por servicios operacionales e

incidentes con NPT del Segmento CPS $ 806100

Dinero compensado por el Segmento de CPS al cliente $ 571100

Dinero extra del Segmento de CPS por pérdidas $ 235000


65

CAPÍTULO IV

RESULTADOS

Se determinó que el plan de mejora para reducir la presencia de inconvenientes en los

trabajos de completación de fondo con Empaquetadura Recuperable y “Y-Tool” para bombeo

electrosuemrgible, consiste en proponer instructivos de trabajo que sean didácticos y de fácil

comprensión para su rápida aplicación.

Para llegar a la elaboración de los correspondientes instructivos en la Figura 4.7 se describe

brevemente los pasos que se debieron seguir:

Figura 4.7: Pasos a seguir para la propuesta de instructivos de trabajo

1. Identificación del problema: Grandes pérdidas económicas del segmento de (CPS) del Ecuador debido a servicios operacionales con

(NPT).

2. Recolección de registros de los servicios operacionales con (NPT) a nivel mundial, Latinoamérica y Ecuador desde el año 2014 hasta el

2017.

3. Recolección de registros del "dinero rojo" a nivel

mundial, Latinoamérica y Ecuador desde el año 2014

hasta el 2017.

4. Registrar la frecuencia de los trabajos ejecutados por el segmento CPS en los campos

petroleros de la Región Amazónica del Ecuador.

5. Determinar los trabajos de mayor frecuencia:

Completación de fondo con empaquetadura recuperable e Instalación de "Y-Tool" para bombeo electrosumergible.

6. Seleccionar un pozo donde se ejecuten los dos trabajos para que sea la base para la

elaboración de los respectivos instructivos: Pozo

EDYK 000S1 del Campo Edén Yuturí

7. Definir que es un sistema de gestión y cliente. Tipos y

fases de completaciones, sistemas de producción,

funciones de los componentes de una

completación.

8. Definir las características, aplicaciones, técnicas de

asentamiento y liberación de herramientas.

9. Realizar un análisis de riesgos y puntos críticos para

determinar las medidas de seguridad industrial a

cumplir.

10. Proponer un instructivo didáctico y de fácil

comprensión que contenga todo lo necesario para ayudar

al desarrollo exitoso del trabajo.

66

La metodología de cada instructivo está enfocada en la redacción paso a paso del trabajo

específico cumpliendo directrices y recomendaciones (notas) para mejorar la calidad y

eficiencia del servicio.

Se decidió elaborar un instructivo para la etapa del ensamblaje de las herramientas por ser

una etapa crítica que es desarrollada en el taller de la Base principal de la compañía

Schlumberger. Si esta etapa es ejecutada correctamente el éxito del trabajo se garantiza en un

50%. El otro 50% corresponde al procedimiento ejecutado en campo la cual también contará

con su respectivo instructivo desde la llegada a la locación hasta la culminación del servicio

requerido por el cliente. Los principales puntos a considerar siempre en cada fase se resumen

en la siguiente Figura 4.8:

Figura 4.8: Puntos críticos en la fase de ensamblaje e instalación de herramientas

En

sab

laje

enta

ller

•Conocer de partes constitutivas de unaempaquetadura recuperable y "Y-Tool".

•Usar el equipo de protección personal.

•Cumplir normas y estandáres deseguridad industrial.

•Usar adecuadas llaves de tubo y decadena, martillos, prensa y demásherramientas de apoyo para elensamblaje.

•Engrasar todas las conexiones presentesen las partes móviles de laempaquetadura recuperable y de la "Y-Tool".

•Seleccionar y colocar correctamente O-Rings.

•Precaución al ajustar las partes móvilesde la empaquetadura recuperable y de la"Y-Tool".

•Entrenamiento para realizar pruebas depresión en el taller.

•Orden y limpieza al trabajar.

Inst

ala

ció

nen

cam

po

•Conocer la técnica de asentamiento yliberación de una empaquetadurarecuperable y de una "Y-Tool".

•Usar el equipo de protección personal.

•Cumplir normas y estandáres deseguridad industrial.

•Realizar una reunión con CompanyManpara conocer todas las condiciones delpozo donde se realizará el trabajo.

•Verificar y contar con todas lasherramientas necesarias para ejecutar eltrabajo en el pozo.

•Asegurarse de diámetros y pesos de latubería.

•Firmar y socializar los términos delpermiso de trabajo aprobado por lasautoridades pertinentes.

•Mantener la alerta en los valores delindicador de presión y peso al momentode asentar la empaquetadura.

67

A continuación se registran en tablas los datos del pozo EDYK-000S1 del Campo Edén

Yuturí. El cual ha sido seleccionado como ejemplo para el desarrollo de los correspondientes

instructivos que más adelante se presentan:

4.1 Datos de la completación de fondo del pozo EDYK-000S1

Los datos del pozo EDYK-0000S1 del Campo Edén Yuturí se muestra en la Tabla 4.17, que

se divide en la descripción del pozo y datos de las arenas productoras. Completions, ( 2017):

Tabla 4.17: Descripción del pozo EDYK-000S1

Descripción del pozo

Tipo Direccional “J”

Presión de diseño 3000 psi

Tamaño de cabeza de pozo (-Wellhead size-) 11.000in

Cabeza de pozo (-Wellhead-) Simple

Profundidad total (MD/TVD) 10110ft / 7677 ft

Arenas productoras

Nombre Tope MD (ft) Base MD (ft) Espesor (ft) Presión (psi)

M2 9,190.00 9,220.00 30 3000

Ui 9,504.00 9,510.00 6 2980

T 9,885.00 9,916.00 31 2528

Fuente: CPS Schlumberger , (2017)

En la Tabla 4.18, hace referencia a la descripción de la tubería, tomando en cuenta

profundidad diámetros, drift (diámetro interno mínimo), grado y peso.

Tabla 4.18: Descripción y resistencias de la tubería del pozo EDYK-000S1

Descripción de Tubería de revestimiento

Descripción Desde

(ft)

Hasta MD

(ft) OD (in) ID (in) Drift (in) Grado

Peso

(lb/ft)

Conductor 0 79.00 20.000 19.124 18.936 K-55 94

Superficial 0 4100.00 13.375 12.615/

12.415

12.459/

12.259 K-55 54.5/68

Intermedio 0 8,090.00 9.625 8.681 8.525 N-80 47

Liner de

Producción 7470 10,110.00 7.000 6.276 6.151 P-110 26

68

Descripción de Tubería de producción

Descripción Tope MD (ft) Base MD (ft) OD Nominal

Collar de aterrizaje

(Landing collar) 10,015.40 10,015.400 7.00

Collar flotante

(Float collar) 10,060.17 10,061.22 7.000

Zapato de casing

(Casing shoe) 10,105.35 10,110.00 7.000


El diseño del pozo tiene una configuración de instalación de tres (MRP), que aislarán a

cada yacimiento como muestra la Tabla 4.19:

Tabla 4.19: Configuración de las empaquetadura del pozo EDYK-000S1

Empaquetadura Modular Recuperable (MRP)

Número Descripción Arena Profundidad (ft)

(MRP) 3 Superior M2 9,092.33

(MRP) 2 Intermedio Ui 9,389.29

(MRP) 1 Inferior T 9,750.46 Fuente: CPS Schlumberger , (2017)

La tensión máxima de liberación del (MRP) puede ser calculada con la siguiente fórmula:

Ecuación 4.1

Dónde:

T= Tensión requerida para liberar la empaquetadura (Lbs)

n= número de pines de liberación instalado

S= valor de corte nominal de cada pin

t= tolerancia de corte

A continuación en la Tabla 4.20 se encuentran los valores de liberación es decir la tensión

máxima que puede soportar el (MRP) de acuerdo al número de pines de su configuración.

Resistencias de Tubería de revestimiento

Descripción Presión Interna

(psi)

Presión de Colapso

(psi)

Tensión

(lbs X 1000)

Conductor 2110 520 1480

Superficial 2730/ 3450 1130/ 1950 853

Intermedio 6870 4750 1086

Liner de Producción 9960 6230 830

69

Tabla 4.20: Valores de tensión para la recuperación del (MRP)

Valor de Tensión vs Número de pines

Pines

(unidad) 6 7 8 9 10 11 12

Tensión

(lbs x 1000) 33000 385000 44000 495000 55000 60500 66000

Valor de liberación

Número Descripción Arena n (Pines) Peso (Klbs)

(MRP) 3 Superior M2 8 40 (+/- 5)

(MRP) 2 Intermedio Ui 9 45 (+/- 5)

(MRP) 1 Inferior T 10 50 (+/- 5)


En la Tabla 4.21, se resume la configuración de la “Y-Tool”, específicamente su

profundidad y longitud.

Tabla 4.21: Configuración de la “Y-Tool” del pozo EDYK-000S1

Datos de instalación de “Y-Tool”

Descripción Profundidad (ft) Longitud (ft)

Intake de equipo (BES) 7,368.74 64.9

Y-Tool 7,327.17 68.87

BHA Y-Tool 7,274.16 133.86

Fuente: CPS Schlumberger, (2017)

4.2 Diagramas del diseño de la completación de fondo del pozo EDYK-000S1

El Diagrama del pozo (Ver Anexo 6) de la completación de fondo con tres (MRP) y “Y-

Tool” para bombeo electrosumergible del pozo EDYK-000S1 ha sido dividido en las siguientes

partes como muestra la Ilustración 4.39:

1) (MRP) 1 Arena “T”

2) (MRP) 2 Arena “Ui”

3) (MRP) 3 Arena “M2”

4) “Y-Tool” con Bomba electrosumergible

El objetivo de la completación de fondo es aislar la arena “T” y producir de la arena “Ui”

y de la arena “M2” de forma selectiva. Dependiendo de las condiciones de las zonas de interés

se producirá un tiempo de una de las arenas y luego de otra. El método de producción de dichas

70

arenas es a través del levantamiento artificial Bombeo electrosumergible que requiere la

instalación de una herramienta que aloja a la bomba electrosumergible y es en forma de Y, la

cual se la conoce como: “Y-Tool” y de acuerdo a la dimensión de la tubería del pozo, es de

9-5/8”.

71

Ilustración 4.39: Diagrama de las partes del pozo EDYK-000S1 del Campo Edén Yuturí

Fuente: Diseño de Schlumberger para el pozo EDYK-000S1

72

1) (MRP) 1 Arena “T”: Se asienta un primer (MRP) para aislar la arena “T” como se observa en la Ilustración 4.40.

Ilustración 4.40: Diagrama del BHA del (MRP) 1 para la arena “T”


73

2) (MRP) 2 Arena “Ui”: Se asienta un segundo (MRP) para aislar la arena “Ui” de la arena “M2” con su respectiva camisa de deslizamiento

para producir de forma selectiva de la arena “Ui” por bombeo electrosumergible “T” como se observa en la Ilustración 4.41.

Ilustración 4.41: Diagrama del BHA del (MRP) 2 para la arena “Ui”


74

3) (MRP) 3 Arena “M2”: Se asienta un tercer (MRP) con su respectiva camisa de deslizamiento para producir de forma selectiva de la arena

“M2” por bombeo electrosumergible “T” como se observa en la Ilustración 4.42.

Ilustración 4.42: Diagrama del BHA del (MRP) 3 para arena “M2”


75

4) Y-Tool para B.E.S: Luego de tener la completación de fondo con los 3 (MRP) lista, se procede al armado de la (BES) para anclarla a la “Y-Tool” y finalmente se instala la “Y-Tool” en el pozo, para arrancar con

la producción del pozo “T” como se observa en la Ilustración 4.43.

Ilustración 4.43: Diagrama del BHA de la (BES) y “Y-Tool”

Fuente: Diseño de Schlumberger para el pozo EDYY-000S1

76

El presente estudio pretende la estandarización de procesos entre todos los técnicos del taller

y los operadores de campo optimizando dos importantes recursos que son: el tiempo y dinero;

a fin de reducir el tiempo no productivo y así cumplir con los requerimientos del cliente. Como

resultado se elaboraron los correspondientes instructivos:

1) Ensamblaje en taller de una empaquetadura recuperable.

2) Ensamblaje en taller para una “Y-Tool” para bombeo electrosumergible.

3) Instalación en campo de una empaquetadura recuperable (MRP).

4) Instalación en campo de una “Y-Tool” para bombeo electrosumergible.

77

4.3 Instructivo para el ensamblaje de la empaquetadura modular recuperable

(MRP)

Objetivo: Ensamblar correctamente la empaquetadura modular recuperable (MRP) en el

Taller del segmento CPS de la compañía de servicios petroleros Schlumberger.

Equipo de Protección Personal: Conforme al Estándar 3 de la compañía Schlumberger que

hace referencia al Equipo de Protección Personal (EPP) (Ver Ilustración 4.44), se debe dar

cumplimiento obligatorio al uso del EPP en toda operación realizada en el Taller de CPS:

Instructivos de ensamblaje

de un (MRP)

¿Conoce las

partes

constitutivas de

un (MRP)?

EPP:

Overol,

casco,

guantes,

gafas, botas

Ver página 2 y 3

No

Sí

¿Conoce los

requisitos de

seguridad

industrial?

No

Sí

-Estándar QHSE-S017:

Prevención de lesiones.

-Certificados médicos y

de seguridad vigentes.

-Reuniones de pre-trabajo

(análisis de riesgos)

-Procedimientos de

respuesta a emergencias

en el taller.

-Usar EPP


Levantamiento mecánico.

-Estar alerta de su entorno

en todo momento.

Seguir paso a paso

lo descrito en el

instructivo de

trabajo

Ver página 3 en

adelante

Sellar el instructivo

con los respectivos

nombres y firmas

Ver página 2 y 3

78

Ilustración 4.44: Equipo de Protección Personal obligatorio

Fuente: Norma OHSAS 18001

Casco

Gafas

Overol

Guantes de alto impacto

Botas con punta de acero

Requisitos de seguridad industrial: Para realizar operaciones de asentamiento y liberación

de empaquetadura se deben cumplir con los siguientes requisitos:

Conocimiento del Estándar QHSE-S017 creado por la Compañía Schlumberger que

hace referencia a la Prevención de lesiones.






el taller de la Base OFS Coca.

Usar equipo de protección personal (EPP), siguiendo el Estándar QHSE-S003, en el

cual se especifica por áreas de trabajo y tipo de actividad el equipo a utilizar pero como mínimo,

se debe incluir overol, casco, gafas, zapatos con punta de acero y guantes de alto impacto.

Manejar todas las grúas y montacargas según el Estándar QHSE-S013 referente al

Levantamiento mecánico, en general se indica las reglas a seguir como ser un operador

certificado para grúas y montacargas y siempre desalojar al personal del área durante toda

operación que implique el levantamiento de herramientas, equipos, etc.




Instrucciones de ensamblaje: Se debe seguir los pasos descritos en el presente instructivo

para lo que se requiere: Personal capacitado para la actividad y herramientas apropiadas y

certificadas (prensa, llaves, puente grúa, montacargas, etc.

79

Partes principales de la Empaquetadura Modular Recuperable: Se enlistan en la Tabla 4.22 las partes principales del (MRP) de acuerdo a las Ilustración 4.45 y 4.46 para su familiarización antes de proceder con la etapa del

ensamblaje.

Ilustración 4.45: Partes principales de la Empaquetadura Modular Recuperable

Fuente: Manual de operaciones del (MRP) de Schlumberger

Tabla 4.22: Lista de partes principales del (MRP)

Ilustración 4.46: Partes principales del (MRP) Fuente: Fotografía tomada en el Taller del segmento CPS-Schlumberger del Ecuador

Nota: No se pueden conocer todas las partes del (MRP) porque se debe tener acceso a informes de fabricación y, patentes y demás documentos restringidos por su valor comercial.

NÚMERO INGLÉS ESPAÑOL

1 Upper coupling Acoplamiento superior

2 Upper gauge ring Anillo superior

3 Lower gauge ring Anillo de calibre inferior

4 Shell Cáscara

5 Piston X-over

6 Upper ratchet Trinquete superior

7 Cylinder Cilindro

8 Upper piston Pistón superior

9 Lower piston Pistón inferior

10 Belleville washer Topes

11 Lower ratchet Clavija inferior

12 Upper cone Cono superior

13 Slip cage Caja para Cuñas

14 Slips Cuñas

15 Seal sleeve Sello de camisa

16 Lower cone Cono inferior

17 Split ring Anillo

18 Mandrel Mandril

19 Lower coupling Acoplamiento inferior

20 O Ring AAA

21 O Ring BBB

22 End Element Elemento final

23 Center Element Elemento central

24 Element Ring Elemento de anillo

25 O Rings

80

Características del Instructivo: El instructivo está formado por 3 columnas:

1) Número de paso

2) Descripción del paso

3) Fotografía como muestra del paso a realizar

Al final de algunos pasos se encontrarán notas, las cuales estarán identificadas con uno de los

siguientes íconos:

Advertencia

Pare y realice lo que indica la nota

Leer para información

Procedimiento a seguir descrito en la Tabla 4.23:

Tabla 4.23: Procedimiento para el ensamblaje de un (MRP)

INSTRUCTIVO PARA EL ENSAMBLAJE DE UN (MRP)

Nota General: Colocar Moly mist (anticorrosivo) en todas las conexiones

1. Fijar el Pistón X-Over (5) en la prensa para mayor estabilidad.

81

2.

Deslizar el Shell (4) por la parte superior del Pistón X-Over

(5). Con un marcador de metal pintar las ranuras existentes

en el Shell.

3.

Deslizar el Lower Gauge Ring (3) por la parte superior del Shell

(4) y conectar con el Pistón X-Over (5) para ajustar con llave de

tubo

4. Introducir el Upper Ratchet (6) por la parte superior del Upper

Piston (8) hasta deslizar al tope inferior del mismo

5. Colocar el O-ring AAA (20) con lubriplate, en el Groove

interno del Upper Piston (8)

6.

Engrasar toda la superficie del Shell (4). Introducir el Upper

Pistón (8) por la parte inferior del Shell y deslizar con la ayuda

de suaves golpes hasta que haga tope con el Piston X-Over (5)

82

7. Ajustar con una llave de cadena plana el Upper Pistón (8)

con el Pistón X-Over (5)

Nota: Colocar solamente llave de cadena plana en la parte superior del Upper Piston para no lastimar

el camino del Upper Ratchet.

8. Marcar con un marcador de metal el Groove superior del

Upper Ratchet (6)

9.

Deslizar con la pinza espansora el Upper Ratchet (6) hasta el

tope de la parte superior del Upper Piston (8) Colocar con

lubriplate el O-ring BBB (21) en el Groove externo del Upper

Piston

Nota: Verificar que el Upper Ratchet se encuentre en el tope del Upper piston moviendo

ligeramente hacia la derecha para comprobar que esté sobre el camino interno del Ratchet del

Shell y no se encuentre montado.

10. Colocar con lubriplate un O-ring AAA (20) en el Groove

interno y un O-ring BBB (21) en el Groove externo del Lower

Piston (9)

83

11. Conectar el Cylinder (7) con el Lower Piston (9).

12.

Introducir por la parte inferior del Shell (4) el Cylinder (7) con

el Lower Piston (9) y con la ayuda de un martillo de goma

golpear por la parte inferior para moverlo hasta hacer tope con

el Upper Ratchet (6)

13.

Ajustar con la ayuda de una llave de cadena plana no en su

totalidad desde el Lower Piston (9) el Cylinder (7) con el

Upper Ratchet (6), se debe dejar un Gap de 3/16” entre el

Cylinder y el Piston X-Over (5)

Nota: Al momento de ajustar el Cylinder con el Upper Ratchet se debe visualizar la parte marcada

del Upper Ratchet que se encuentre haciendo tope con el Upper Piston. Verificar que este no se

recorra hacia atrás, en el caso de observar que se esté moviendo, con la ayuda de un martillo de

goma golpear por la parte inferior del Lower Piston.

14.

Golpear con la ayuda de un martillo de goma por la parte superior del Shell (4) y deslizar hasta

hacer tope interno con el Lower Gauge Ring (3)

Nota: Al realizar este paso verificar que el Cylinder (7) con el Upper Ratchet (6) no se haya

recorrido, en el caso que sucediera golpear por la parte inferior del Lower Piston (9) hasta volver

a colocarlo en posición.

15. Introducir por la parte inferior del Shell (4) los 2EA de

Belleville Washer (10) hasta deslizar en la parte interna del

Lower Piston (9)

84

Nota: La posición de las Belleville Washer (26) debe ser cara con

cara, como muestra la figura.

16. Introducir con la ayuda de las pinzas espansoras el Lower

Ratchet (11) por la parte inferior del Shell (4) y deslizar hasta

posicionar en el inicio del camino del Ratchet del Shell (4)

Nota: Cerciorarse que el Lower Ratchet se encuentre en el tope del Ratchet del Shell, se verifica

dando un ligero giro hacia la derecha para comprobar que esté sobre el camino interno del Ratchet

del Shell.

17. Golpear con un martillo de goma por la parte inferior del Shell hasta alinear el Groove interno

con los agujeros del Lower Piston (9) y del Lower Gauge Ring (3).

18. Colocar 4EA de Brass Shear Screw en el Lower Piston (9)

Nota: Ajustar hasta el tope el Brass Shear Screw y remover para verificar visualmente que haya

llegado al Groove en el Shell (4) caso contrario alinear el Shell con los agujeros del Lower

Piston (9).

19. Introducir el Upper Cone (12) por la parte inferior del Shell

(4) y ajustar con el Lower Piston (9).

20. Ajustar el Upper Cone (12) con una llave de tubo.

21. Colocar el Element Ring (23) en el Groove interno del Center

Element (24)

85

22. Engrasar en la parte superior del Shell (4) deslizar el End

Element (22) seguido del Center Element (21) y del otro End

Element

23. Colocar el O-ring CCC (24) en el Groove externo del Seal

Sleeve (15)

24.

Introducir el Seal Sleeve (15) por la parte interna inferior del

Shell (4) introducir el Mandrel (18) por la parte inferior del

Shell y empujar hasta que el Seal Sleeve, haga tope interno

con el Shell y remover Mandrel

Nota: La posición del Seal Sleeve (15) está orientada con

el Groove externo con orientación al Lower Coupling (19)

como muestra la Figura

25. Introducir el Retaining Ring por la parte inferior interna del

Shell (4) hasta colocarlo en el Groove interno del Shell.

86

26. Colocar grasa en el Mandrel (18) e introducir por la parte

superior del Shell (4) con la ayuda de un martillo de goma

deslizar hasta visualizar el Groove de los Split Ring (17).

27.

Colocar los 2EA de Back Up O-ring con el O-ring (25) en el

Groove interno superior del Upper Gauge Ring (2) se coloca

2EA de back up O-ring y O-ring en el Groove interno Lower

Gauge Ring (3)

28. Conectar por la parte Superior del Shell (4) el Upper Gauge

Ring (2), con una llave de tubo y se coloca como back up en la

parte inferior del Shell para ajustar el Upper Gauge Ring

Nota: No colocar el back up en los dedos del collet del Shell, el back up se debe colocar a una

distancia prudente para no deformar el componente.

29.

Colocar un poco de grasa en los Split Rig (17) en el Groove

del Mandrel (18) con la ayuda de un martillo de goma para

golpear por la parte inferior del Mandrel y deslizar hasta

hacer tope interno con el Upper Gauge Ring (2)

Nota: Al realizar el movimiento del Mandrel se debe verificar que la Split Ring entren en el

interior del Shell (4).

30. Colocar 2EA de back up O-ring y otro O-ring en el groove

interno del Upper Coupling (1)

87

31. Conectar Upper Coupling (1) con Mandrel (18) con una llave

de tubo y colocar como back up en la parte inferior del

Mandrel (18) y ajustar el Upper Coupling

32. Colocar 2EA de Set Screw en el Upper Coupling (1)

33. Colocar un poco de grasa en el Groove del Spring y en cada Slip

(14) antes de colocarlos

34.

Colocar el Slip Cage (13) de forma horizontal, introducir cada

Slip (14) por la parte interna del Slip Cage y alinear el Spring

dentro del Groove del Slip Cage y con la ayuda de un O-ring

desgastado envolver al Slip y presionar con la mano hacia fuera

comprimiendo el resorte y el O-ring

88

35.

Introducir el Slip Cage (13) por la parte Inferior del Mandrel

(18) y deslizar hasta llegar hacer tope con el Upper Cone (12)

manteniendo alineados los agujero del Slip Cage (13) con los

del Upper Cone y retirar los O-ring desgastados que sostenían a

los Slips (14)

36. Colocar 5EA de Retaining Screw en la parte superior del Slip Cage (13) con el Upper Cone (12)

37.

Introducir el Lower Cone (16) por la parte inferior del Mandrel (18) y conectarlo. Ajustar con el

Shell (4) hasta hacer tope y regresar hasta alinear los agujeros del Slip Cage (13) con los del

Lower Cone

38. Colocar 5EA de Retaining Screw en la parte inferior del Slip Cage (13) con el Lower Cone (16)

39. Colocar un O-ring (25) en el Groove interno del Lower

Coupling (19)

40. Conectar el Lower Coupling (19) con el Mandrel (18) y ajustar

con una llave de tubo

41. Con una llave de tubo mover el mandrel (18) hasta dejar alineados todo los agujeros del Lower

Cone (16)

42. Colocar 10EA de Steel Shear Screw en el Lower Cone (16)

43. Colocar Test Cap y tapones de prueba para realizar una prueba

de presión Hidrostática con aproximadamente de 3000 a 5000

PSI durante 10 minutos.

44. Realizar el control dimensional de la herramienta, verificar OD que correspondan con el libraje

de la herramienta.

89

45. Pintar la herramienta y colocar protectores de rosca (pin y box), embalar y proteger con plástico

los elementos.

46. Completar el presente documento, firmar y cargar en el sistema

Fecha Nombre del técnico del taller Firma

Nombre del supervisor del taller Firma

Fuente: Fotografías tomadas en el taller de CPS en la Base OFS El Coca-Ecuador

90

4.4 Instructivo para el ensamblaje de una “Y-Tool”

Objetivo: Ensamblar correctamente la “Y-Tool” en el Taller del segmento CPS de la compañía

de servicios petroleros Schlumberger.

Instructivos de ensamblaje

de una “Y-Tool”

¿Conoce las

partes

constitutivas de

una “Y-Tool”?

EPP:

Overol,

casco,

guantes,

gafas, botas

Ver página 2 y

3

No

Sí

¿Conoce los

requisitos de

seguridad

industrial?

No

Sí







-Procedimientos de


en el taller.

-Usar EPP




en todo momento.

Seguir paso a paso

lo descrito en el

instructivo de

trabajo

Ver página 3 en

adelante


con los respectivos

nombres y firmas

Ver página 2 y 3

91






Casco

Gafas

Overol





certificadas (prensa, llaves, puente grúa, montacargas, etc., abrir el permiso de trabajo y

herramientas apropiadas y certificadas (prensa, llaves, puente grúa, montacargas, etc.).













el taller de la Base OFS Coca.

92








Partes principales de la “Y-Tool”: En la Ilustración 4.48 se identifican las partes principales

de la “Y-Tool” para su familiarización antes de proceder con su ensamblaje.

Ilustración 4.48: Partes principales de una “Y-Tool”

Fuente: Manual de operaciones de “Y-Tool” de Schlumberger

93


1) Número de paso




siguientes íconos:

Advertencia




Tabla 4.24: Procedimiento para el ensamblaje de una “Y-Tool”

INSTRUCTIVO PARA EL ENSAMBLAJE DE UNA “Y-TOOL”

1.

Colocar el bloque de la Y Tool en la prensa

tal como muestra la figura.

Enroscar el handling sub y torquear.

Nota: No se coloca Top Nipple.

Utilizar troley para alinear la pieza y aplicar grasa en todas las conexiones

2.

Enroscar en la misma posición del bloque un

crossover, colocar back up en el extremo

superior de handling sub y torquear este

crossover.

94

3.

Enroscar la pump sub.en la misma posición

del bloque y torquear. Después enroscar un

crossover y colocar back up en la parte

superior de pump sub y torquear este

crossover.

Nota: Engrasar en las conexiones y utilizar troley para alinear la pieza

4.

Colocar en la misma posición del bloque, dos

O-Rings en un nuevo Low Torque Nipple,

colocar Blanking Plug, enroscar y torquear al

bloque.

Nota: En reparaciones se coloca nuevo Low Torque Nipple.

5.

Enroscar tornillo sin fin al housing y colocar

dos O-Rings en el telescopic swivel e insertar

telescopic swivel por la parte superior del

housing.

Nota: Engrasar en las conexiones, O-Rings y Housing.

95

Fecha Nombre del técnico del taller Firma

Nombre del supervisor del taller Firma

Fuente: Fotografías tomadas en el taller de CPS en la Base OFS El Coca-Ecuador

6.

En la misma posición del bloque enroscar

housing en Low Torque Nipple.

Nota: Limar las partes marcadas con la llave.

Colocar Blanking Plug antes de la prueba de presión, conectar tapones en la caja y pin de la Y-

Tool, y probar con aproximadamente de 3000 a 5000 psi por 10 minutos.

Después de la prueba de presión sacar el Blanking plug.


96

4.5 Instructivo para la instalación en campo de la completación de fondo con (MRP)

Objetivo: Instalar correctamente en campo la empaquetadura modular recuperable (MRP).


hace referencia al Equipo de Protección Personal (EPP) (Ver Ilustración 4.49) se debe dar

cumplimiento obligatorio al uso del EPP en toda operación realizada en campo:

Instructivos de instalación

de un MRP

¿Conoce las

partes

constitutivas de

un MRP?

EPP:

Overol,

casco,

guantes,

gafas, botas

Ver página 2 y

3

No

Sí

¿Conoce los

requisitos de

seguridad

industrial?

No

Sí







-Procedimientos de


en el taller.

-Usar EPP




en todo momento.

Seguir paso a paso

lo descrito en el

instructivo de

trabajo

Ver página 3 en

adelante


con los respectivos

nombres y firmas

Ver página 2 y 3

¿Conoce la

técnica de

asentamiento de

un MRP?

No

97



Casco

Gafas

Overol



Instrucciones de instalación: Se debe seguir los pasos descritos en el presente instructivo para

lo que se requiere: Personal capacitado para la actividad y herramientas apropiadas y

certificadas (prensa, llaves, puente grúa, montacargas, etc., abrir permisos de trabajo y

herramientas apropiadas y certificadas.












cual se especifica por áreas de trabajo y tipo de actividad el equipo mínimo a utilizar, es overol,

casco, gafas, zapatos con punta de acero y guantes de alto impacto.




98

Partes principales de la Empaquetadura Modular Recuperable: Se enlistan en la Tabla 4.22 las partes principales del (MRP) de acuerdo a las Ilustración 4.45 y 4.46 para su familiarización antes de proceder

con la etapa del ensamblaje.

Ilustración 4.50: Partes principales de la Empaquetadura Modular Recuperable

Fuente: Manual de operaciones del (MRP) de Schlumberger

Tabla 4.25: Lista de partes principales del (MRP)

Ilustración 4.51: Partes principales del (MRP) Fuente: Fotografía tomada en el Taller del segmento CPS-Schlumberger del Ecuador

Nota: No se pueden conocer todas las partes del (MRP) porque se debe tener acceso a informes de fabricación y, patentes y demás documentos restringidos por su valor comercial.

NÚMERO INGLÉS ESPAÑOL

1 Upper coupling Acoplamiento superior

2 Upper gauge ring Anillo superior

3 Lower gauge ring Anillo de calibre inferior

4 Shell Cáscara

5 Piston X-over

6 Upper ratchet Trinquete superior

7 Cylinder Cilindro

8 Upper piston Pistón superior

9 Lower piston Pistón inferior

10 Belleville washer Topes

11 Lower ratchet Clavija inferior

12 Upper cone Cono superior

13 Slip cage Caja para Cuñas

14 Slips Cuñas

15 Seal sleeve Sello de camisa

16 Lower cone Cono inferior

17 Split ring Anillo

18 Mandrel Mandril

19 Lower coupling Acoplamiento inferior

20 O Ring AAA

21 O Ring BBB

22 End Element Elemento final

23 Center Element Elemento central

24 Element Ring Elemento de anillo

25 O Rings

99


1) Número de paso



siguientes íconos:

Advertencia




Tabla 4.26: Procedimiento para la instalación de un (MRP)

INSTRUCTIVO PARA LA INSTALACIÓN DE UN (MRP)

1. Verificar las herramientas que llegan al pozo vs la Orden de Trabajo (work order)

Nota: Inspeccionar el estado de todas las herramientas.

Nota: Verificar diámetros (OD, ID), conexiones, serial, tipo y cantidad de herramientas recibidas

con el plan de diseño a ejecutar y que cumplan con el equipo primario y backup.

Nota: En caso de no contar con el equipo completo avisar inmediatamente a FSM o EIC

2. Verificar las condiciones de pozo con CompanyMan.

Nota: Comparar las conexiones de las herramientas en relación a la tubería del taladro.

Nota: Asegurarse de las medidas de diámetros (OD-ID), tipo y libraje de tubería de producción

sean los adecuados para la corrida de la completación.

Nota: Asegurarse que la presión de asentamiento y liberación son las apropiadas para la instalación.

3 Realizar una reunión pre-operativa con todo el personal involucrado y discutir el procedimiento del

armado y corrida de la completación.

Nota: Ejecutar un buen cambio de turno para que todo el personal este 100% enterado de la


4 Inspeccionar & Conejear/Calibrar (Completions & Slick Line) todos los componentes de la

completación.

Nota: Verificar el Drift del casing y comparar con el máximo O.D (Diámetro externo) de las

herramientas de la completación.

Nota: Calibrar con Slick Line toda herramienta del BHA antes de ser corrida CPS. De igual manera

asegurarse de calibrar el Bypass Tubing.

100

5 El supervisor de Completions Schlumberger.Presencia debe monitorear toda la operación.

Nota: Avisar cualquier punto crítico de la operación al FSM o EIC.

6 Asegurarse que la tubería de revestimiento donde será anclado el packer esté libre de obstrucciones

Nota: Confirmar que se haya realizado un viaje de limpieza y calibración hasta 30 pies por debajo

de la profundidad de anclaje.

7 Revisar el registro (CCL) con CompanyMan

8 Determinar el nivel de fluido para verificar el procedimiento y los valores máximos de

presurización.

Nota: Cuidar que durante la corrida no exista una presión diferencial para evitar un asentamiento

prematuro.

Nota: Antes de llenar la tubería de fluido asegurar que el ANULAR este LLENO para evitar

asentamiento prematuro de las empaquetaduras hidráulicas debido a la diferencial de presión.

9 Verificar con CompanyMan profundidades de asentamiento de los packers

10 Ratificar la profundidad de los punzados y realizar el espaciamiento oportuno.

11 Armar todo el BHA sin packers para prueba y asegurar la hermeticidad entre conexiones

12 Tomar registro de los pesos al subir y bajar la completación.

Nota: Hacerlo cada 10 paradas del viaje.

13 Mule shoe 2 7/8” EUE Box Up con tubería

14 No-Go Nipple 2 7/8” EUE x 2.25”R instalado con Blanking Plug 2.25” RZG

15 Cross Over 2 7/8 ” TSH Blue Box x 2 7/8” EUE

Pin # 1

16 Tubing 2 7/8” TSH Blue L-80, 1%Cr (1 Junta)

Nota: Medir y anotar la longitud en pies de cada junta. (pies)

17 Cross Over 2 7/8 “ EUE Box x 2 7/8” TSH Blue

Pin # 2

18 Sliding Sleeve OPEN UP 2 7/8” EUE x 2.31” SL

Nota: Determinar nombre de zona ARENA: T Abierta: Cerrada:

19 Cross Over 2 7/8 EUE “Box x 2 7/8 TSH Blue

Pin #3

20 Tubing 2 7/8 “ TSH Blue, L-80, 1% Cr (1 Junta)

101

Nota: Medir y anotar la longitud en pies de cada junta. ____ (pies)

21 Cross Over 2 7/8 “ EUE Box x 2 7/8” TSH Blue

Pin # 4

22 Modular Retrievable Packer (MRP) 7” x 2 7/8 EUE

Nota: Marcar la tubería para luego de la prueba reconocer donde debe ir ensamblado el packer.

23 Cross Over 2 7/8 “ TSH Blue Box x 2 7/8 EUE

Pin # 5

24 Tubing 2 7/8“ TSH Blue, L-80, 1% Cr (10 Juntas)

Nota: Medir y anotar la longitud en pies de cada junta.

30.98’ + 31.72’ + 31.67’ + 31.68’ + 31.70’ + 30.99’ + 31.01’ + 31.01’ + 31.01’ + 31.00’ (pies)

25 Cross Over 2 7/8 “ EUE Box x 2 7/8 TSH Blue

Pin # 6

26 Sliding Sleeve OPEN UP 2 7/8” EUE x 2.31” SL

Nota: Determinar nombre de zona ARENA: Ui Abierta: Cerrada:

27 Cross Over 2 7/8 “

Pin # 7

28 Tubing 2 7/8 “ (1 Junta)



Pin # 8

30 Modular Retrievable Packer (MRP)

Nota: Marcar la tubería para luego de la prueba conocer donde debe ir ensamblado el packer.


Pin # 9

32 Tubing 2 7/8 “ (8 Juntas)



Pin #10

34 Sliding Sleeve OPEN UP

Nota: Determinar nombre de zona ARENA: M2 Abierta: Cerrada:

102


Pin # 11

36 Tubing 2 7/8 “ (1 Junta)



Pin # 12


39 Modular Retrievable Packer (MRP)

Nota: Marcar la tubería para luego de la prueba conocer donde debe ir ensamblado el packer.

40 Croos Over 3 ½ ”

Pin # 13

41 Tubing 3 ½” (1Junta)


42 Croos Over 3 ½ ” INVERTIDO

Pin # 14

43 Centralizados INVERTIDO

44 Skirt de On-Off Tool INVERTIDO

45 Culminar la prueba de hermeticidad de conexiones con el sistema de completación.

46 Sacar BHA

Nota: Verificar el estado de todas las herramientas.

Nota: Reportar cualquier novedad a FSM o EIC

47 Ensamblar el packers en los puntos marcados anteriormente en la tubería. (Pasos: 24-31-40)

48 Elevar la tubería y packer +/- 20 ft, y volver a bajar sin apoyar más de 5 Klb.

Nota: Reportar pesos al ingreso del liner (si aplica) y en caso de obstrucción reportar al FSM.

49 Correr la completación selectiva programada.

Nota: Correr el packerr a no más de 90ft/min evitando frenos bruscos.

50 Bajar una standing valve de 2.75” en el nipple de asiento y bajar la completación probando con

1000 psi x 10 min cada 2000 ft.

51 Llegar a la profundidad programada.

103

Nota: Una vez que se alcance el punto de asentamiento asegurarse que los empacadores no se estén

colocados sobre algún cuello o cople. Revisar el registro CCL (Localizador de los collares de la

tubería de revestimiento) para corroborar.

52 Realizar la última prueba de presión con 1000 psi x 10 min.

53 Recuperar la standing valve 2.75” instalada en el niple.

54 Armar shifting tool, bajar y cerrar camisa deslizable de arena inferior.

55 Asentar el packer inferior hidráulico con 1200 PSI (presión mínima de inicio de asentamiento +/-

1,000PSI).

56 Continuar aplicando presión por tubería hasta 3500 psi x 10 min para terminar de asentar los tres

packerses.

57 Liberar la presión en la tubería. Cerrar anular y realizar prueba de presión del anular a 1000 psi

durante 10 minutos para confirmar asentamiento del packer superior.

Nota: Dejar sarta en neutro.

58 Con unidad de Slickline Armar shifting tool, y abrir camisa deslizable de arena superior.

59 Aplicar +/- 5 Klb al On-Off Tool y realizar ½ vuelta de giro a la izquierda en el fondo, e iniciar

recuperación de la tubería de trabajo,

Nota: La tubería debe estar libre y no generar tensión.

60 Recuperar tubería de trabajo a superficie.

61 Completar el presente documento, firmar y cargar en el sistema.

Fecha Nombre del operador de

campo Firma

Nombre del Gerente de Campo de

Completions Firma

104

4.6 Instructivo para la instalación en campo de la “Y-Tool”

Objetivo: Instalar correctamente la “Y-Tool” en campo.




Instructivos de instalación

de una “Y-Tool”

¿Conoce las

partes

constitutivas de

un MRP?

EPP:

Overol,

casco,

guantes,

gafas, botas

Ver página 2 y

3

No

Sí

¿Conoce los

requisitos de

seguridad

industrial?

No

Sí







-Procedimientos de


en el taller.

-Usar EPP




en todo momento.

Seguir paso a paso

lo descrito en el

instructivo de

trabajo

Ver página 3 en

adelante


con los respectivos

nombres y firmas

Ver página 2 y 3

¿Conoce la

técnica de

asentamiento de

una “Y-Tool”?

No

105



Casco

Gafas

Overol





certificadas (prensa, llaves, puente grúa, montacargas, etc., abrir el permiso de trabajo y

herramientas apropiadas y certificadas (prensa, llaves, puente grúa, montacargas, etc.).


















106




Partes principales de la “Y-Tool”: En la Ilustración 4.53 se identifican las partes principales

de la “Y-Tool” para su familiarización antes de proceder con su ensamblaje.

Ilustración 4.53: Partes principales de una “Y-Tool”

Fuente: Manual de operaciones de “Y-Tool” de Schlumberger

107


1) Número de paso




siguientes íconos:

Advertencia




Tabla 4.27: Procedimiento para la instalación de una “Y-Tool”

INSTRUCTIVO PARA LA INSTALACIÓN DE UNA “Y-TOOL”

1. Realizar una reunión pre-operativa con todo el personal involucrado.

2. Iniciar el armado de “Y-Tool”

Nota: Inspeccionar el estado de todas las herramientas.

Nota: Verificar diámetros (OD.ID), conexiones, serial, tipo y cantidad de herramientas recibidas

con el plan de diseño a ejecutar.

Nota: Avisar a personal de Levantamiento Artificial (ALS) cuando se tenga armado +/- 90 ft de

By-pass tubing.

3. Armar el equipo electrosumergible de Levantamiento Artificial

Nota: Verificar el diseño del Equipo electrosumergible con personal de (ALS) en el sitio.

Nota: En esta sección, se debe restringir el uso de “sunchos” (bandas metálicas para sujetar la

BES con la tubería), sólo se usarán estrictamente los necesarios. Evitar colocarlos en zonas donde

se exceda el DRIFT del casing. Se deberá llevar un conteo exacto de la cantidad instalada, para

verificar al sacar la que posteriormente cuando de saque la completación se contabilizara

nuevamente y se podrá saber si todos los sunchos han sido o no sacados del pozo.

4. Instalar los Universal By-pass Clamps según se necesite (de acuerdo a programa de ALS).

5. Asegurar el Equipo electrosumergible, cable, y capilares con los clips de las Universal By-pass

Clamps (de acuerdo a programa de ALS).

Nota: Mientras se baja este ensamble en el pozo, se debe colocar el elevador en el by-pass tubing,

el cual debe estar asegurado por un Swivel Nubbing Lifting Sub Certificado para 25 Ton.

6. Cambiar elevadores por uno de 3-1/2” tubing.

108

7. Levantar y conectar Flow X-Over Assembly (Y-Tool)

Nota: El Flow X-Over Assembly (Y-Tool) + Nipple de 2.31” con blanking plug Phoenix de 2.31”

debe venir armado y probado desde Base Coca. Solicitar carta de prueba.

Nota: Probar El Flow X-Over Assembly (Y-Tool) y el blanking plug con 2000 psi x 10 min antes

de iniciar el Rig Up de la Completación.

8. Asegurar el cable de equipo electrosumergible y sus capilares con el Clip del Flow X-Over

Assembly

9. Terminar de armar el BHA de completación con el equipo electrosumergible.

Nota: Asegurarse que todo este correctamente ensamblado.

10. Empezar a correr la sarta de completación en el pozo en tubería de 3-1/2” 9.3# L-80 TSH-

BLUE.

Nota: Probar con 2000 PSI @ 2000 ft x 10 min contra la Standing Valve de 2.75 ___”.

Nota: Mientras se realiza las pruebas de presión, se debe revisar los parámetros eléctricos del

equipo (BES).

11. Levantar sarta y cortar cable según medidas e indicaciones del personal de ALS y OPERADORA.

Sujetar cable en tubería con una o dos bandas provisionales, colocar cuña y asentar sarta.

12. Bajar a la polea desde la torre 60” por norma API.

Nota: Norma a seguir para mayor facilidad de manejo al momento de asegurar todo el equipo

(BES) con protectores.

13. Bajar equipo electrosumergible

14. Armar equipo de presión de slick line y probar equipo de S/L.

Nota: Probar con 1000 PSI x 10 min contra nipple Phoenix 2.31” y contra la standing valve 2.81”

sobre la bomba electrosumergible (BES) y liberar presiones.

15. Recuperar standing valve de 2.75”.

Retirar equipos de slick line.

16. Con un Landing Joint, bajar y asentar el tubing hanger en la Sección B del ChristmasTree

17. Retirar BOPs.

18. Instalar un BPV en el Tubing Hanger (Colgador de tubería), levantar la sarta y realizar empate de

cable del conector hacia el cable de potencia bajo el tubing hanger.

Nota: Revisar parámetros eléctricos de la bomba electrosumergible (BES) antes de continuar.

19. Arma el X-Tree, Realizar conexión de Penetrador de Superficie con el cable de potencia de

superficie.

20. Retiramos BPV según procedimiento mencionado en el detalle de testing.

21. Con ALS, probar giro del equipo electrosumergible hacia el tanque del taladro.

Nota: Dejar el Equipo electrosumergible listo para arrancar.

109

22. Arrancar la bomba electrosumergible (BES) según procedimiento de (ALS).

23. Dejar la torre de reacondicionamiento en Stand By durante la etapa de evaluación del pozo.

24. Realizar reporte finales y conciliación de materiales con bodegas.


Fecha Nombre del operador de

campo Firma

Nombre del Gerente de Campo de

Completions Firma

110

CAPÍTULO V

CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES

5.1 Conclusiones

Se cubrió la necesidad del Segmento de Completación de Pozos de la compañía de

servicios petroleros Schlumberger del Ecuador con la elaboración de instructivos

didácticos y de fácil comprensión para el ensamblaje e instalación de una completación

de fondo con empaquetadura recuperable (MRP) y “Y-Tool” para bombeo

electrosumergible a fin de reducir el tiempo no productivo.

El sistema de gestión de toda compañía debe mejorar de forma continua a través de

capacitaciones, certificaciones, estándares, políticas, manuales, instructivos, formatos,

y demás documentos para el seguimiento de los procesos de toda operación al igual

que debe regirse a normas nacionales e internacionales para llegar a un nivel de

competividad a nivel mundial.

Se puede definir que para completaciones a hueco abierto, la completación comienza

una vez que la sección del yacimiento objetivo ha sido perforada y la sarta de

perforación ha sido extraída completamente, en cambio para pozos entubados y

perforados, la completación inicia cuando el casing (tubería de revestimiento), tubería

de producción y liner (tubería de producción) ya ha sido cementado para proceder con

el desplazamiento del lodo y la limpieza del pozo con la asistencia del equipo de

perforación.

Un trabajo de completación de pozos puede resumirse en cinco fases para su estudio:

Establecer objetivos y criterios de diseño, Selección de componentes de la

completación, Planificación de la instalación de la completación Iniciar la producción

y Evaluación y monitoreo de la producción.

Una empaquetadura recuperable es un conjunto hidráulico con varias aplicaciones

como aislar zonas y producción selectiva de yacimientos como opción económica para

los pozos de múltiples zonas productoras.

La herramienta “Y-Tool” es una alternativa que emplea un conjunto combinado de

tubería para el anclaje de la bomba electrosumergible, la cual permite el ahorro de

aproximadamente 24 horas en tiempo a relación de otros sistemas convencionales.

111

Se analizaron e interpretaron los valores de los registros de servicios operacionales con

tiempo no productivo determinando que en el Ecuador desde el año 2014 hasta el 2017

se presentaron 83 eventos con (NPT) representando un total de $ 806.100 de “dinero

rojo” para el segmento de completación de pozos (CPS).

Se elaboró instructivos didácticos y de fácil comprensión que servirán para

complementar el conocimiento de las partes constitutivas de las herramientas, las

medidas de seguridad industrial a cumplir describiendo paso a paso el procedimiento a

seguir para el ensamblaje e instalación de una completación de fondo con

empaquetadura recuperable y “Y-Tool” para bombeo electrosumergible.

5.2 Recomendaciones

Se recomienda llevar los diferentes instructivos a las instancias correspondientes para

su revisión a fin de llegar a su estandarización para su uso a nivel nacional y luego

compartirlo al resto de la Industria del petróleo y gas.

Sí son aprobados los correspondientes instructivos de trabajo deben ser distribuidos a

todos los técnicos del taller, ingenieros y operadores de campo para iniciar con su

implementación.

Convertirlo en un documento certificado que sirva como evidencia del procedimiento

seguido en taller y en campo frente a futuros inconvenientes con el cliente porque se

registran los nombres y firmas de los involucrados en la operación.

Actualizar permanentemente los instructivos porque pueden presentarse

modificaciones en las herramientas que afecten al proceso descrito en los mismos.

Elaborar un checklist por cada instructivo de trabajo para que las gerencias lo utilicen

como una herramienta de evaluación del desempeño del personal en taller y en campo,

el cual debe constar de dos secciones: verificación del uso de los instructivos y

valoración por parte del cliente de la satisfacción frente al servicio entregado.

112

CAPÍTULO VI

REFERENCIAS

Bellarby, J. (2009, Febrero). Well Completion Design. Elsevier Science.

CAMACHO, R. (2007). Pozos horizontales y/o alto angulo como estrategia para la explotación del

Campo Chicontepec. Obtenido de

http://cdigital.uv.mx/bitstream/123456789/40367/1/camachoruizricardo.pdf

Camisón, C. e. (2006). Gestión de la Clidad: conceptos, enfoques, modelos y sistemas. Madrid:

Pearson Educación S.A.

Completaciones de pozos. (2013). Mecanismos de producción primaria y metodos de levantamiento

artificial. Obtenido de Completaciones de Pozos:

https://profesormario.wordpress.com/2010/04/24/completacion-de-pozos-mecanismos-de-

produccion-primaria-y-metodos-de-levantamiento-artificial/

Completions . (2017). Completacion selectiva con Y-Tool 9-5/8" EDYK-167S1. El Coca: PRIVADO.

Consejo de Carrera. (2015). Estudios Técnicos. Quito.

CPS Schlumberger. (2017). Completación selectiva con "Y-Tool" 9-5/8" EDYK-000S1. Quito.

DNV.GL. (2015). Implementación del Sistema de Gestión. Obtenido de Manager System DNV.GL:

https://www.dnvgl.es/about/index.html

Engineering, A. (2016 Julio). Maximus ALFORM-D . Operations Manual Schlumberger.

Glossary Oilfield Schlumberger. (2017). Anticlinal. Obtenido de Glossary Oilfield :

http://www.glossary.oilfield.slb.com/es/Terms/a/anticlinal.aspx

Glossary Oilfield Schlumberger. (2017). Bomba electrosumergible. Obtenido de Glossary Oilfield

Schlumberge : http://www.glossary.oilfield.slb.com/Terms/e/esp.aspx

Guachamín, D. (Julio de 2012). Estudio técnico- económico de completaciones dobles en pozos del

Campo Edén Yuturí. Obtenido de Repositorio Escuela Politecnica Nacional:

http://bibdigital.epn.edu.ec/bitstream/15000/4730/1/CD-4365.pdf

HSE-OFS-ECUADOR. (2015). Manual de Calidad de Schlumberger del Ecuador. El Coca: Servidor QHSE

de Schlumberger del Ecuador.

Hughes, B. (Abril de 2017). Wireline Entry Guide. Obtenido de Shop BAKER HUGHES:

https://www.shopbakerhughes.com/wireline-entry-guide-2875-halfmuleshoe.html

ISO 14001. (2015). ISO 14001:2015. Obtenido de http://www.nueva-iso-14001.com/pdfs/FDIS-

14001.pdf

Jaggi, R. (2017 de Marzo de 2017). THE HUB. Obtenido de Schlumberger Completions:

http://www.hub.slb.com/display/index.do?id=id2574568

LOGICALES. (7 de Mayo de 2015). Estructura de los sistemas de gestión empresarial. Obtenido de

LOGICALES: https://blog.es.logicalis.com/analytics/estructura-de-los-sistemas-de-gestion-

empresarial

113

Miranda, E. (2009). Petroamazonas. Petroamazonas, 38-42.

OHSAS 18001. (2015). Norma para la seguridad industrial y salud ocupacional. Obtenido de

https://www.isotools.org/pdfs-pro/ebook-ohsas-18001-gestion-seguridad-salud-

ocupacional.pdf

Petromundo. (20 de Septiembre de 2016). El petroleo y sus avances. Obtenido de PETROMUNDO:

http://poszoshorizontales.blogspot.com/

PETROPEDIA. (Abril de 2017). Mule shoe. Obtenido de DICTIONARY PETROPEDIA:

https://www.petropedia.com/definition/7649/mule-shoe

Pinto, Gustavo. (2016). Guía de procedimientos para elaboración de Estudios Técnicos. Quito.

Pujol, B. (1999). Diccionario de Marketing. Madrid: Cultural S.A.,.

QUEST. (1 de Abril de 2017). Plataforma QUEST. Obtenido de

http://www.quest.slb.com/quest/IndexIE.asp

Quiroga, K. (1988). Reacondicionamientos de pozos petrolíferos-Petroproducción. La Odisea.

Ruiz, C. (Julio de 2007). Produccion simultanea de petroleo de dos arenas diferentes mediante

completaciones dobles concentricas en el Bloque 15. Obtenido de Repositorio Escuela

Politecnica Nacional: http://bibdigital.epn.edu.ec/bitstream/15000/398/1/CD-0809.pdf

Schlumberger. (2003). Manual de Completaciones de pozos. Manuales Schlumberger.

Schlumberger. (2003). Video de asentamiento y liberación del MRP. Entrenamientos de Completions.

Schlumberger. (2008). Y-Tool & Bypass System. Obtenido de Catalogo de productos de

Schlumberger:

http://www.slb.com/~/media/Files/artificial_lift/product_sheets/dual_esp_ps.pdf

Schlumberger. (2014). Conventional Modular Packer MRP. Obtenido de Catálogo de productos de

Schlumberger:

http://www.slb.com/~/media/Files/completions/product_sheets/packers/mrp.pdf

Schlumberger. (2017). Oilfield Services. Obtenido de Corporate Profile:

http://www.slb.com/about/who.aspx

SCHLUMBERGER. (1 de Abril de 2017). Schlumberger Limited. Obtenido de http://www.slb.com/

Secretaria Central ISO. (2015). Sistema de la gestión de la calidad . Obtenido de Norma Internacional

9001: http://www.bscconsultores.com.co/wp-content/uploads/2016/05/Norma-ISO-9001-

2015.pdf

Secretaria de Hidrocarburos. (2009). Mapa de Bloques petroleros del Ecuador Continental. Obtenido

de Secretaria de Hidrocarburos: http://www.secretariahidrocarburos.gob.ec/mapa-de-

bloques-petroleros/

Speedia Schlumberger. (2017). Speedia . Obtenido de Electrical Submersible Pump:

http://speedia.slb.com/mediawiki/index.php/Electrical_Submersible_Pump

TIET. (2004). Equipos de Completacion. Obtenido de http://www.tietca.com/files/0201.htm

Virost, S. (2010, September). Modular Retrievable Packer (MRP). Operations Manual.

114

CAPÍTULO VII

GLOSARIO DE TÉRMINOS

Bombeo electrosumergible: Es un tipo de sistema de levantamiento artificial altamente

eficiente para la producción de crudos livianos y medianos.

Calidad: Conjunto de propiedades inherentes a una cosa que permite caracterizarla y valorarla

con respecto a las restantes de su especie.

Cliente: Cliente es la persona, empresa u organización que adquiere o realiza una compra de

forma voluntaria de productos o servicios que necesita o desea para sí mismo, para otra persona

o para una empresa u organización.

Completación de pozos: Es una fase que consiste en el diseño, venta e instalación de tubería,

herramientas y equipos para iniciar el bombeo y controlar la producción o inyección de fluidos.

Dinero rojo: Pérdida económica que representa el dinero compensado al cliente por los

problemas suscitados en el desarrollo de un trabajo y el dinero extra a invertir sin esperar

ganancias para resolver dichos problemas.

Eficaz: Que produce el efecto esperado, que va bien para determinada cosa.

Eficiencia: Capacidad para realizar o cumplir adecuadamente una función.

Empaquetadura: Es un componente primario de una completación de fondo para aislar el

espacio tubular del espacio anular de un pozo.

Estándar: Sirve de patrón, modelo o punto de referencia para medir o valorar cosas de la

misma especie.

Instructivo: Documento que contiene instrucciones de un procedimiento específico.

Seguridad Industrial: Es el sistema de disposiciones obligatorias que tienen por objeto la

prevención y limitación de riesgos, así como la protección contra accidentes capaces de

producir daños a las personas, a los bienes o al medio ambiente derivados de la actividad

industrial o de la utilización, funcionamiento y mantenimiento de las instalaciones o equipos y

de la producción, uso o consumo, almacenamiento o rehecho de los productos industriales.

Sistema de gestión: Un sistema de gestión es una herramienta que le permite a cualquier

organización planear, ejecutar y controlar las actividades necesarias para el desarrollo de la

misión, a través de la prestación de servicios con altos estándares de calidad, los cuales son

medidos a través de los indicadores de satisfacción de los usuarios.

Y-Tool: Herramienta en forma de “Y” que sirve para colgar el equipo de bombeo

electrosumergible dentro de un pozo.

115

ANEXOS

Anexo 1: Estándares de la compañía

Schlumberger Limited

116

Anexo 2: Mapa de bloques petroleros del

Ecuador

117

Anexo 3: Mapa de campos petroleros

operados por Petroamazonas EP

:

118

Anexo 4: Conventional Modular Packer

(MRP)

119

Anexo 5: Y-Tool & Bypass System

120

Anexo 6: Diagrama de completación

selectiva con Y-Tool 9-5/8” del pozo

EDYK-000S1

universidad central del ecuador facultad de · pdf file2.2.2.3 sistemas de producción...

Documents